Анализ технологии обезвоживания нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Югорский государственный университет» (ЮГУ)

НИЖНЕВАРТОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

(филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Югорский государственный университет» (ННТ (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ»)

КУРСОВАЯ РАБОТА

по ОП.07 Процессы и аппараты

«Анализ технологии обезвоживания нефти»

Руководитель курсовой работы М.А.Толобова

Обучающийся Н.В. Жук

Нижневартовск 2019



МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Югорский государственный университет» (ЮГУ) НИЖНЕВАРТОВСКИЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИКУМ

(филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Югорский государственный университет»

(ННТ (филиал) ФГБОУ ВО «ЮГУ»)

ЗАДАНИЕ на курсовую работу по ОП.07 Процессы и аппараты

по специальности 18.02.09 Переработка нефти и газа

обучающемуся заочной формы обучения, 2 курса, группы з3ПНГу70

Жук Надежде Викторовне

На тему: «Анализ технологии обезвоживания нефти»

При выполнении курсового проекта должны быть представлены:

I. Пояснительная записка

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ

1.1 Общие сведения о технологическом процессе переработки нефти

1.2Основные этапы переработки нефти

1.3 Схемы и основное оборудование нефтеперерабатывающих заводов

ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОЦЕСС И ОБОРУДОВАНИЕ ОБЕЗВОЖИВАНИЯ НЕФТИ

2.1 Процесс обезвоживания и обессоливания нефти

2.2 Установка обезвоживания и обессоливания нефти-ЭЛОУ

2.3 Оборудование ЭЛОУ

2.3.1 Электродегидратор

2.3.2 Теплообменник

2.3.3 Насосы

2.4 Расчет электродегидратора

2.5 Охрана труда и окружающей среды на установке ЭЛОУ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Дата выдачи задания 14.01.2019

Руководитель курсовой работы __________________ /М.А.Толобова/

(подпись) (Ф.И.О)

Обучающийся __________________ /Н.В. Жук/

(подпись) (Ф.И.О)



Отзыв на курсовую работу по ОП.07 Процессы и аппараты по специальности 18.02.09 Переработка нефти и газа обучающемуся заочной формы обучения, 2 курса, группы з3ПНГу70 Жук Надежде Викторовне

На тему: «Анализ технологии обезвоживания нефти»

Заключение о соответствии курсовой работы заявленной теме________________________ ____________________________

Теоретическая и практическая значимость курсовой работы__________________________ _________________________________

Недостатки: При наличии хотя бы одного из критериев работа оценивается на более низкий балл

№	Наименование критериев	Отрицательный балл
1.	Тема и (или) содержание работы не относится к направлению дисциплины
2.	Работа перепечатана из Интернета или других информационных источников
3.	Неструктурированный план курсовой работы
4.	Объем работы менее 15 листов машинописного текста
5.	В работе отсутствуют ссылки сноски на нормативные и другие источники
6.	Оформление курсовой работы не соответствует требованиям

Оценка качества курсовой работы

Наименование критериев	Оценка
Оформление пояснительной записки
Содержание пояснительной записки
Доклад
Ответы на вопросы
Организационный подход
Итоговая оценка

Руководитель курсовой работы __________________ /М.А.Толобова/

(подпись) (Ф.И.О)

Обучающийся __________________ /Н.В. Жук/

(подпись) (Ф.И.О)



Содержание

переработка нефть технологический оборудование

Введение

1. Теоретические основы подготовки нефти

1.1 Общие сведения о технологическом процессе переработки нефти

1.2 Основные этапы переработки нефти

1.3 Схемы и основное оборудование нефтеперерабатывающих заводов

2. Технологический процесс и оборудование обезвоживания нефти

2.1 Процесс обезвоживания и обессоливания нефти

2.2 Установка обезвоживания и обессоливания нефти-ЭЛОУ

2.3 Оборудование ЭЛОУ

2.3.1 Электродегидратор

2.3.2 Теплообменник

2.3.3 Насосы

2.4 Расчет электродегидратора

2.5 Охрана труда и окружающей среды на установке ЭЛОУ

Заключение

Библиографический список



Введение

Обезвоживание и обессоливание нефти - процесс ее подготовки путем удаления минеральных солей, воды и механических примесей, для дальнейшей переработки. В ходе процесса добычи нефти возникает трудность в виде создания эмульсии нефти с водой, в связи с постоянным присутствием пластовой воды. Наличие в нефти таких природных элементов как: асфальтены, нафтены, смолы и частицы металлов, глины, песка, провоцирует создание эмульсий. Пластовая вода также имеет много неприятных для нефтепереработки элементов: хлориды натрия, магния и кальция, сульфаты, гидрокарбонаты, а также значительное количество механических примесей. Наличие в нефти данных примесей оказывает множество негативных факторов не только на качество получаемых продуктов, но и на оборудование, которое используется на нефтеперерабатывающих заводах.

Обезвоживание и обессоливание нефти - необходимый процесс в нефтяной промышленности, без которого дальнейшая нефтепереработка практически невозможна.

Объектом исследования является процесс обезвоживания и обессоливания нефти на установке ЭЛОУ.

Предметом исследования является электродегидратор 2ЭГ-160.

Цель данной работы заключается в анализе технологий обезвоживания и обессоливания нефти.

В связи с поставленной целью нужно решить следующие задачи:

1. изучить основные этапы переработки нефти;

2. рассмотреть процесс обезвоживания и обессоливания нефти;

3. изучить установку электрообессоливания нефти (ЭЛОУ), её назначение, оборудование и технологические схемы;

4. произвести расчет типовогоэлектродегидратора 2ЭГ-160;

5. изучить охрану труда и окружающей среды на установке ЭЛОУ.

1. Теоретические основы подготовки нефти

1.1 Общие сведения о технологическом процессе переработки нефти

На сегодняшний день нефть является главным элементом не только в энергетике, но и в ряде отраслей других промышленностей. По данным ученых археологов нефть использовали уже с шестого тысячелетия до нашей эры. Перегонка нефти была известна еще в начале нашей эры. Этот способ применяли для уменьшения неприятного запаха нефти при ее использовании в лечебных целях. В небольшом количестве нефть перегоняли в колбах, а в большем - в кубах.

В 1723 г. в Москве по приказу Петра I Бакинская нефть в Главной Московской аптеке была подвергнута перегонке для изготовления лекарственных бальзамов. В 1745 г. купец Фёдор Прядунов из Архангельска построил первый в мире нефтеперегонный завод на реке Ухте, на котором получали осветительную жидкость (керосин). Завод проработал до 1782 г., перерабатывая ежегодно 2000 пудов нефти. До 1000 пудов керосина в год отправляли в Москву. В 1823 г. на Кавказе вблизи крепости Моздок крепостные крестьяне братья Дубинины соорудили завод по перегонке нефти, просуществовавший 25 лет. На этом перегонном заводе получили светлую прозрачную осветительную жидкость - «фотоген» (аналог керосина), а в остатке получили грязно-черную жидкость - «мазут».

Первые крупные нефтеперегонные заводы в России появились в районе Баку: завод В. А. Кокорева и П.И. Губонина (1860), Д. Меликова (1863). Кроме того, множились мелкие заводы - в 60-е годы в Баку их было около 30, а в 70-е годы - более 70.

На протяжении почти всего XIX в. целью перегонки нефти было, в основном, получение керосина. Его качество и выход зависели от природы нефти, технологии ее перегонки и других факторов.

Новым в нефтепереработке следует считать изобретение В.Г.Шуховым и С.П.Гавриловым в 1890 г. трубчатой нефтеперерабатывающей установки непрерывного действия, включающей огневой змеевиковый подогреватель, испаритель, ректификационную колонну и теплообменную аппаратуру. После 10-х гг. ХХ в. подобные установки распространились по всему миру.

Вплоть до 1913 г., когда в США была пущена первая в мире установка термического крекинга, на нефтеперерабатывающих установках производилась только первичная перегонка нефти, продукты которой - газ, бензин, керосин, солярка, мазут и другие - являлись товарными продуктами. С этого времени началась эпоха вторичных процессов в нефтепереработке. Сырьем для вновь введенной установки являлись газойлевые фракции первичной перегонки нефти, крекинг которых проводился при повышенных температурах и давлениях. В связи со все возрастающими требованиями к качеству моторных топлив, в первую очередь к детонационным свойствам, в 20-30 гг. ХХ в. происходит стремительное развитие вторичных процессов переработки нефти. Были освоены промышленные процессы каталитического крекинга средних дистиллятов, алкилирования алкенов, полимериизации низших алкенов.

Сегодня из нефти производят широчайший спектр товаров, список которых не заканчивается на различных видах топлива: бензине, керосине или дизеле. Из нефти получают также олефины и ароматические углеводороды, которые помогают создавать клеи и растворители, а также являются основой для полимерных соединений, из которых вырабатывают пластмассу. Получают также нафту, мазут, ацетон и битум. Нефть используется даже в пищевой и парфюмерной промышленности. Стоимость конечного продукта в отдельных случаях в сто раз превышает стоимость исходного сырья.



1.2 Основные этапы переработки нефти

Продуктами переработки нефти являются различные виды топлива, такие как битумы, парафины, нефтяные масла, растворители, керосины, сажа, смазки и другие нефтепродукты.

Вся переработка нефти представляет с собой очень сложный и долгий технологический процесс, начинающийся с транспортировки сырья на нефтеперерабатывающие заводы. Перед получением готовой качественной продукции нефть проходит такие этапы как: подготовка нефти к первичной переработке, первичная переработка нефти (прямая перегонка), вторичная переработка нефти, очистка нефтепродуктов.

На рисунке 1.1 изображена схема, отражающая все этапы переработки нефти.

Рис. 1.1 Этапы переработки нефти I - подготовка нефти к первичной переработке; II - первичная переработка нефти (прямая перегонка); III - вторичная переработка нефти;IV - очистка нефтепродуктов

Процесс подготовки нефти к переработке начинается с ее обессоливания и обезвоживания. Сырье, поступающее на установки по переработке нефти должно содержать не более 0,2 % воды и 6 г/л солей, именно поэтому процесс обезвоживания и обессоливания играет важнейшую роль. Далее переработка нефти начинается с ее перегонки, которая представляет с собой первичную переработку нефти. Нефть - сложная смесь жидких взаимно растворимых углеводородов и растворенных в ней твердых остатков. Выделение углеводородов из нефти заключается в повышении температуры, так как при разных температурах, выкипают различные фракции.

Основным процессом получения различных фракций является процесс ректификации, осуществляемый в ректификационной колонне. В зависимости от вида и мощности установки ректификационная колонна представляет с собой цилиндрический вертикальный аппарат диаметром от 2 до 4 метров и высотой от 20 до 30 метров. В современной установке первичной переработки для дальнейшей переработки нефти используют, кроме атмосферного, вакуумный блок, который из мазута позволяет получить легкий, средний и тяжелые вакуумные газойли, а также гудрон и малую долю тяжелого дизельного топлива.

Этап вторичной переработки нефти имеет два направления - каталитическое и термическое. Такие процессы как пиролиз, коксование и термический крекинг относятся к термическому направлению. Установка термического крекинга позволяет при температуре 470-540 єС и давлении 4-6 МПа разложить тяжелые нефтяные фракции на более легкие. Процесс коксования - форма термического крекинга проходящего при температуре 450-550 єС и давлении 0,1-0,6 МПа, продуктами которого являются кокс, керосино-газойлевые фракции, бензин и газы. Процесс получения сырья для нефтехимической промышленности с помощью термического крекинга называется пиролизом. Этот процесс проходит при температуре 750-900 С и при практически атмосферном давлении. Каталитические процессы переработки нефти включают в себя каталитический крекинг и риформинг. Каталитический крекинг проходит при температуре 450-500 єС и давлении около 0,2 МПа. Этот процесс позволяет получить из тяжелых фракций более легкие,при обязательном присутствии катализатора - элемента, который позволяет ускорить реакции крекинга и помогает проходить реакциям при более низком давлении. Процесс риформинга проходит при температуре около 500 єС и давлении 2- 4 МПа. При помощи каталитических реакций происходит переработка низкооктановых фракций.

Даже после того как нефть прошла первичную и вторичную переработку, все равно имеет в составе различные примеси. Для получения более качественного продукта, фракции, полученные после переработки, подвергают дополнительной очистке. Так, например, этап очистки светлых фракций включает в себя следующие процессы, представленные в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Процессы очистки светлых фракций

Вид процесса очистки	Сущность процесса очистки	Исполняемые функции
1	2	3
Щелочная очистка	Обработка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций водными растворами кальцинированной и каустической соды	Удаление сероводорода и нафтеновых кислот; частичное удаление меркаптанов
Кислотно-щелочная очистка	Обработка продукта серной кислотой с дальнейшей нейтрализацией водным раствором щелочи	Удаление непредельных и ароматических углеводородов; удаление смол
Депарафинизация	Обработка раствором карбамида, в ходе которой происходит соединение парафиновых углеводородов с карбамидом, отделяющееся от продукта, а далее при нагревании разлагающееся на парафин и карбамид	Понижение температуры застывания дизельных топлив
Гидроочистка	Введение водорода в присутствии катализатора при температуре 350-400 єС и давлении 3-7 МПа, вытесняющего серу в виде сероводорода	Удаление сернистых соединений из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций; очистка продуктов вторичного происхождения.
Ингибирование	Введение специальных добавок	Подавление реакций окисления и полимеризации непредельных углеводородов в бензинах

Источник: Баннов П.П. «Процессы переработки нефти».

В наше время все установки нефтепереработки нацелены на предварительно очищенное сырье. Процесс очистки нефти на блоке ЭЛОУ позволяет не только улучшить качество выпускаемой продукции, но и увеличить межремонтный пробег установки[1, C. 255-258].

1.3 Схемы и основное оборудование нефтеперерабатывающих заводов

Cовременный нефтеперерабатывающий завод имеет в своем составе установки не только предназначенные для топливной и масляной продукции, но и для получения продуктов предназначенных для синтеза в нефтехимии.

Такие факторы как качество перерабатываемой нефти, специальный уровень открытия различных процессов и потребность в определенных продуктах, определяют направление переработки нефти. Последний фактор и качество используемой нефти напрямую влияют на состав и вид общей схемы нефтеперерабатывающего завода, выбранные мощность, режимы и процессы отдельных установок.

Также выбор оборудования современного нефтеперерабатывающего завода может состоять из большого количества разных механизмов, аппаратов, машин, контрольно-измерительных приборов и др.

Аппаратура и оборудование, которые участвуют в процессах нефтепереработки, испытывают различного рода нагрузки в условиях действия агрессивных сред, давления и повышенных температур. Поэтому при изготовлении аппаратуры выбранные материалы должны обладать такими свойствами, которые бы противостояли действию этих факторов.

Рассмотрим принцип работы Московского нефтеперерабатывающего завода, общий вид которого представлен на рисунке 1.3

Рис. 1.3 Общий вид Московского нефтеперерабатывающего завода

А так же современную технологическую поточную схему Московского нефтеперерабатывающего завода, изображенную на рисунке 1.4.

Современный Московский нефтеперерабатывающий завод работает следующим образом:

Сырая нефть поступает на установки атмосферно-вакуумной перегонки: ЭЛОУ-АВТ-2 и ЭЛОУ-АВТ-6.Очищение нефти от всех вредных примесей (солей натрия, магния, кальция) и воды происходит в блоках ЭЛОУ. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля. Все основные этапы очистки происходят в электродегидраторах, где обессоливается и обезвоживается нефть.



Рис. 1.4 принципиальная схема нефтеперерабатывающего завода с глубокой переработкой

Далее нефть нагнетается в блоки АВТ, где проходит атмосферную а далее вакуумную перегонку. В атмосферной колонне происходит разделение нефти на фракции при разных температурах. Получаются такие фракции как: газы, бензин, керосин, дизельное топливо и мазут, температура кипения которого свыше 350 °С. Мазут разделяется в вакуумной колонне при помощи высокой температуры и вакуума. Продукты вакуумной переработки это- остатки дизельной фракции, легкий, средний и тяжелый вакуумные газойли, а также гудрон, с температурой кипения свыше 500 °С. Далее гудрон направляется на установку производства битума, установку висбрекинга и на смешение с котельным топливом. На установке производства битумов при помощи непрерывного процесса окисления гудрона получаются дорожные и строительные битумы. На установке висбрекинга гудрона АТ-ВБ, при температуре 440-4500 °С и давлении 22 кгс/см², получаются бензин и остаток висбрекинга, которые далее направляются на смешение котельного топлива. Бензин, полученный с атмосферных колонн установок ЭЛОУ-АВТ подвергается стабилизации (удалению газовых фракций), а далее фракционированию на установке вторичной перегонки бензинов, с вторичной стабилизацией, происходящей в блоке АВТ-6. Стабилизированная и подготовленная бензиновая фракция (температура кипения 85-180 °С) нагнетается на установки каталитического риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000, где в присутствии катализаторов и водородосодержащего газа происходит повышение октанового числа до 97 пунктов. Полученный после установок каталитического риформинга высокооктановый компонент поступает в парк смешения товарных бензинов, куда также поступают и легкие прямогонные фракции бензина, выкипающие до 85 °С. Керосиновый дистиллят, получаемый с атмосферных колонн установок ЭЛОУ-АВТ, выводится как компонент реактивного топлива ТС-1. Часть из него подвергается гидрообессериванию на установке гидроочистки для снижения содержания меркаптановой серы. Гидроочищенный компонент смешивается с прямогонным в требуемом соотношении и выпускается как товарное топливо ТС-1. Легкий компонент дизельного топлива (фракция 180-240 °С) используется для получения товарного зимнего дизельного топлива или как компонент летнего топлива. Фракция 240-380 °С направляется на установки гидроочистки. Гидроочищенный компонент дизельного топлива поступает в товарный цех на компаундирование товарного дизельного топлива. Смесь газовых компонентов, которые выделяются в процессе стабилизации прямогонных бензинов и бензинов каталитического риформинга (рефлюкс стабилизации) в сжиженном виде направляются на газоразделение - установку газофракционирования ГФУ-2. На установке ГФУ за счёт ректификации выделяют углеводородные газы. Смесь пропана и бутана поступает на компаундирование для получения бытового сжиженного газа; остаток на смешение в товарный бензин. Вакуумный газойль, получаемый с установок ЭЛОУ-АВТ поступает на установку каталитического крекинга с гидроочисткой сырья и газофракционированием. В присутствии водорода, получаемого на установке производства водорода, получаются: компонент товарного бензина;легкий газойль - компонент дизельного и печного топлива; тяжелый газойль - компонент топочного мазута; пропан-пропиленовая фракция - сырье для производства полипропилена; бутан-бутиленовая фракция - сырье для производства МТБЭ ; компонент бытового сжиженного газа. На установке производства пропилена получается пропилен, часть которого выводится, а часть поступает на его переработку для изготовления различных изделий. Извлеченный сероводород поступает на установки получения элементарной серы (установка Клауса). Очищенный углеводородный газ направляется в заводскую топливную сеть. «Ваше хобби. История нефтепеработки» [11], Студенческая библиотека онлайн[10].

Выводы

В работе рассмотрены основные этапы переработки нефти, первым из которых является очистка и подготовка нефти еще на промыслах добычи нефти. После предварительной «грубой» очистки нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод. В наше время все современные нефтеперерабатывающие заводы в своем составе имеют установку первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ. Существуют различные модификации установки ЭЛОУ-АВТ, которые зависят от необходимого количества и качества получаемой продукции. Блок ЭЛОУ играет важнейшую роль в нефтеперерабатывающей промышленности - очистка нефти от вредных примесей иее подготовка к дальнейшей переработке. Также существуют различные модификации оборудования, которое используется на ЭЛОУ. В ходе работы рассмотрим современные аппараты, используемые на установках ЭЛОУ.



2. Технологический процесс и оборудование обезвоживания нефти

2.1 Процесс обезвоживания и обессоливания нефти

Промысловая нефть имеет много вредных примесей в виде газа, ила, растворенных солей, воды, песка, карбонатов, различных хлоридов и сульфатов. Чаще всего при начале добычи нефти содержание воды в ней минимально, но со временем обводненность нефти возрастает и достигает 95 %.

Сущность процесса обезвоживания нефти заключается в разрушении водно-нефтяной эмульсии при помощи специальных деэмульгаторов, содержащих поверхностно-активные вещества, которые помогают разрушить глобулы, диспергированной в нефти воды, на границе раздела фаз. Даже многократное и глубокое применение процесса обезвоживания не позволяет достичь нужных результатов: содержание воды достигает 0,3 % и содержание хлоридов до 300 мг/л.

Дальнейшая очистка сырья от солей и воды происходит при помощи идентичного процесса называемым обессоливанием. Сущность процесса обессоливания заключается в добавлении пресной свежей воды в нефть, а также в разъединении созданной эмульсии и дальнейшим отделением пресной воды, впитавшую в себя соль и механические примеси, от нефти.

Сложная система с гетерогенным характером, состоящая минимум из двух практически несмешивающихся жидкостей, одна из которых растворена в другой в виде глобул, имеющих размер более 0,1 мкм. называется эмульсией.

Эмульсии, состоящие из двух компонентов: нефть и вода, бывают двух видов. Первый вид это нефть в воде. Представляет с собой эмульсию прямого вида, в которой водная дисперсная среда содержит в себе капли нефти. Второй вид это вода в нефти, представляющая с собой эмульсию обратного типа, при которой наоборот нефть является дисперсной средой, содержащей части воды.

Из-за такого определения как поверхностное натяжение - сила сопротивления увеличения собственной поверхности, происходит образование эмульсий.

Для обезвоживания и обессоливания нефти используют следующие технологические процессы: отстой нефти с помощью гравитационных сил; отстой нефти с помощью гравитации и повышенных температур; процессы термообработки эмульсий; процесс разъединения эмульсий с помощью сил электрического поля.

Чаще всего используют термодинамические процессы и силы электрического поля для разрушения нефтяных эмульсий. Самым простым процессом является процесс гравитационного отстоя эмульсий. Для этого используют большие объемы резервуаров,в которых сырье выдерживают от 2 суток и более. Во время данного процесса эмульсия подвергается реакциям коагуляции, при которых за счет гравитационных сил большие капли воды отделяются и осаждаются на дно резервуара, образуя слой подтоварной воды. Самый основной недостаток процесса гравитационного отстоя это малоэффективный и долгосрочный результат, особенно если нефть имеет низкую температуру.

Для модернизации гравитационного отстоя есть простое решение - нагрев нефтяных эмульсий до 60 °С, что значительно увеличивает производительность процесса отстоя и ускоряет процессы коагуляции. Но даже нагретая эмульсия при помощи гравитационных сил не дает хороший результат.

При модернизации процесса заменой гравитационных сил центробежными, можно добиться более быстрого результата разделения эмульсий. Центробежные силы значительно увеличивают скорость осаждения частиц по сравнению с гравитационными. Недостатком данного метода является сложность применяемой аппаратуры.

Специально синтезированные химические соединения, имеющие ряд определенных требований называются деэмульгаторами. Они должны обладать способностью не вступать в реакцию с молекулами воды и не изменять основные свойства нефти; высоким коэффициентом полезного действия деэмульгации; простотой реакции отделения воды от нефти; не токсичностью; инертностью по отношению к оборудованию; дешевизной и доступностью.

Деэмульгаторы имеют два вида - коллоидный и неэлектролитный. Чаще всего применяют неэлектролитные деэмульгаторы, такие как спирты, керосин и бензол, которые в обязательном порядке обладают свойствами растворения эмульгаторов нефти и снижения ее вязкости. Эти свойства помогают процессам осаждения и коалесценции капель воды.

Результаты процессов: содержание минеральных солей снизилось в 360 раз, содержание воды и механических примесей уменьшилось на порядок. Это доказывает, что процессы обезвоживания и обессоливания играют важную роль в процессах нефтепереработки. [4, C. 103-108].

2.2 Установка обезвоживания и обессоливания нефти - ЭЛОУ

Процессы обезвоживания и обессоливания позволяют значительно очистить нефть от вредных примесей, что позволит снизить коррозию нефтеперерабатывающего оборудования, обеспечить безопасность работы катализаторов и значительно улучшить качество получаемой продукции. Эти процессы при поступлении нефти на завод проводятся на блоке ЭЛОУ. Назначение данного блока - подготовка нефтяного сырья к дальнейшей переработке путем удаления солей и воды. Сырьем для данного блока является нефть с большим содержанием солей и воды, но все же предварительно очищенную на нефтепромыслах. Продукты ЭЛОУ - очищенная, то есть обезвоженная и обессоленная нефть, с содержанием солей не более 5 мг/л и воды не более 0,05%. Рассмотрим принцип работы и технологическую схему блока ЭЛОУ, с дополнительной подачей щелочи и деэмульгатора. Существует множество различных видов блоков ЭЛОУ. В основном при выборе блока играет роль состав и производительность нефтеперерабатывающего завода.

Рассмотрим современную схему блока ЭЛОУ, изображенную на рисунке 2.1 и разберем ее принцип действия. Также на рисунке 2.2 представлен общий вид блока ЭЛОУ.

Рис. 2.1 Современная схема блока ЭЛОУ I - сырая нефть; II - деэмульгатор; III - щелочь; IV - свежая и оборотная вода; V - обессоленная нефть; VI - вода в канализацию; VII - пар водяной

Из сырьевых резервуаров нефть поступает на блок ЭЛОУ, где смешивается с щелочью, водой и деэмульгатором, при содержании неорганических кислот.Далее происходит нагрев нефти при помощи теплообменника Т-1 и пароподогревателя Т-2. Подогретая нефть после Т-2 нагнетается в электродегидратор первой ступени Э-1, где происходит основное отделение массы солей и воды. После первого электродегидратора Э-1 нефть нагнетается в электродегидратор второй ступени Э-2 для более глубокого очищения, перед поступлением в Э-2 подается свежая вода. Свежая вода подается и смешивается во второй ступени очистки, в первую подаются промывные воды, полученные во второй ступени. Очищенная и обессоленная нефть из Э-2 охлаждается в теплообменнике Т-1 и холодильнике Х-1 и далее выводится с установки, полученная вода после электродегидраторов поступает в нефтеотделитель Е-1 для гравитационного отстоя. Вода после Е-1 попадает в канализацию и подвергается очистке, а полученная нефть подается на прием сырьевого насоса.

Рис. 2.2 общий вид блока ЭЛОУ

Параметры проведения процесса зависят от вида обрабатываемой нефти и конструкции основного аппарата - электродегидратора. Так к примеру легкие нефти обессоливаются при 100 °С, а тяжелые при 140 °С. [9, C. 88-90]

2.3 Оборудование ЭЛОУ

Основным аппаратом для обезвоживания и обессоливания нефти в блоке ЭЛОУ является электродегидратор. Существуют шаровые, вертикальные и горизонтальные электродегидраторы. Последние имеют большую эффективность и получили широкое применение. В двух последовательных электродегидраторах происходит разрушение эмульсии и отделение воды при помощи высокого напряжения электрического поля. Процесс очистки в электродегидраторе проводится только в жидкой фазе, режим работы электродегидратора должен исключить присутствие газовой фазы, для чего повышают параметр давление.

Подогрев сырья происходит в теплообменных аппаратах, кожухотрубчатого типа, с плавающей головкой, типа ТП. Этот вид теплообменников самый распространенный и часто применяемый в блоках ЭЛОУ. Такие типы теплообменников имеют ряд преимуществ, например, простота очистки трубного пучка, свободное расширение трубного пучка. Для более эффективной работы теплообменных аппаратов применяют перегородки, повышающие коэффициент теплоотдачи.

Для нагнетания жидкости используют центробежные насосы, которые своим вращающимся колесом создают напор в трубопроводах. Чаще всего для регулировки потока подаваемой жидкости является регулирующая арматура, которая устанавливается на трубопроводе выкида насосов. [5, C. 31-33].

2.3.1 Электродегидратор

Горизонтальные электродегидраторы типа 2ЭГ-160 имеют множество преимуществ, и по сей день используются на современных установках.

Рассмотрим модернизированную схему горизонтального электродегидратора типа 2ЭГ-160, изображенную на рисунке 2.3.

Рис. 2.3 Современный горизонтальный электродегидратор

В электродегидраторе используются вставки с полукольцевыми элементами, изображенные на рисунке 2.4.

Рис. 2.4 вставка с полукольцевыми элементами

Электродегидратор содержит заземленный корпус 1, систему ввода и распределения сырья, состоящую из распределительного коллектора 2 и напорного трубопровода 3, штуцер вывода нефти 4, штуцер вывода воды 5, штуцер сброса воды 6 и электродную систему в виде размещенных в вертикальной плоскости параллельных решеток 7 и 8, соединенных с соответствующими источниками питания 9 и 10. Напорный трубопровод 3 оборудован вставкой 11. На внутренней поверхности вставки 11 закреплены одним из известных способов полукольцевые элементы 12, которые посредством кабелей 13 соединены с генератором наносекундных электромагнитных импульсов 14. Изоляция элементов 12 от вставки 11 и трубопроводов 3 осуществляется прокладками 15 и 16, Оптимальный режим наносекундных электромагнитных импульсов составляет: длительность 0,1 нс, амплитуда не более 12 кВ, мощность в одном импульсе от 2 до 3 МВт, частота повторения импульсов 1000 Гц.

Электродегидратор работает следующим образом. Через напорный трубопровод 3 нефть вместе с водой нагнетают в распределительный коллектор 2.С помощью специальной вставки 11 электромагнитными наносекундными импульсами подвергается воздействию сырье, которое поступает через напорный трубопровод 3, далее сигналы с помощью генератора 14 генерируются и по кабелям 13 передаются на специальные полукольцевые элементы 12.

Особенность специального электромагнитного наносекундного импульса проявляется в однополярности, что позволяет избавиться от осциллирующих колебаний в этом поле. Следствием этого выступает наличие пространственно-временного направленного действия силы за время одного импульса, создающего условия для воздействия на структуру и физико-химические свойства вещества.

При помощи электрического поля возникает притяжение, что приводит к укрупнению и осаждению капель в нижней части аппарата, где за счет сброса избытка воды через штуцер 6 поддерживается уровень. Обезвоженная нефть выводится через штуцер 4, который смонтирован в верхней части 1.За счет обработки наносекундными электромагнитными импульсами нефтяной эмульсии, повышается эффективность электродегидратора и снижаются энергозатраты на процесс разделения эмульсии. Это и является отличительной особенностью данной модели электродегидратора, изобретенной 10 марта 2017 года.[6]

В таблице 2.1 представлены сравнительные характеристики современной модели по сравнению со старой моделью электродегидратора.

Таблица 2.1

Сравнительные характеристики современной модели по сравнению со старой моделью электродегидратора

Параметры	Электродегидратор старого типа 2ЭГ-160	Современная модель, аналог электродегидратора типа 2ЭГ-160
Рабочая среда	нефтяная эмульсия	нефтяная эмульсия
Производительность, т/сут.	до 11500	до 12500
Осадки и вода нефти на выходе%*, не более	0,2	0,05
Содержание солей в нефти на выходе, мг/л*, не более	5	1,2-2,5
Материал	16ГС, 09Г2С	16ГС, 09Г2С

Источник: Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-8

2.3.2 Теплообменник

В блоке ЭЛОУ применяются теплообменники типа ТП. В настоящее время существует модернизированная версия такого вида теплообменников. На рисунке 2.5 представлена современная модель теплообменного аппарата, изобретенная 18 декабря 2017 года.

Рис. 2.5 Современная модель теплообменника

Отличительной особенностью новой современной модели кожухотрубчатого теплообменного аппарата, содержащего коллекторы для входа и выхода среды трубного пространства, пучок труб расположенный в кожухе, который закреплен в противоположных сторонах в трубных решетках, снабженные специальными сегментными перегородками, являются дополнительные перегородки с прямоугольной формой, которые устанавливаются в трубный пучок за специальными вырезами перегородок по ходу движения потока.

Кожухотрубчатый теплообменный аппарат содержит входной коллектор 1 и выходной коллектор 2, среды трубного пространства со штуцерами 3 и 4, кожух 5 со штуцерами 6 и 7 и размещенным в нем пучком теплообменных труб 8, закрепленных с противоположных сторон в трубных решетках 9, снабженным сегментными поперечными перегородками 10, а также дополнительными перегородками 11 прямоугольной формы, установленными в трубном пучке 8 за вырезами основных поперечных перегородок 10 по ходу движения потока.

Кожухотрубчатый теплообменный аппарат работает следующим образом. Среда трубного пространства поступает через штуцер 3 в коллектор 1 и распределяется по трубному пространству пучка труб 8. Выходящая из теплообменных труб среда собирается в коллекторе 2 и выводится из него через штуцер 4.

Среда межтрубного пространства поступает через штуцер 6 в пространство между внутренней поверхностью кожуха 5 и наружными поверхностями теплообменных труб 8, составляющих трубный пучок. Сегментные поперечные перегородки 10 направляют поток жидкости, для поперечного обтекания пучка труб. Дополнительные поперечные перегородки 11 выполняет роль отбойников, преграждая путь части потока и направляя ее вдоль поперечной перегородки.

Установка дополнительных перегородок позволяет решить проблему неравномерного распределения потока по проходному сечению и образования широких застойных зон при обтекании поперечных перегородок в межтрубном пространстве.[7]

Сравнительные характеристики современной и старой модели теплообменника представлены в таблице 2.2.



Таблица 2.2

Сравнительные характеристики современной и старой модели теплообменника

Параметры	Теплообменник типа ТП старого образца	Современная модель, теплообменника
Рабочее давление, МПа	0,6-4,0	0,6-4,0
Внутренний диаметр, мм	1200	1200
длина труб, мм	9000	9000
Поверхность теплообмена, м2	972,4	1153,2

Источник: Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-8

Так как мощность теплообменника имеет прямую зависимость с поверхностью теплообмена, по таблице 2.3 видно преимущество современной модели.[7]

2.3.3 Насосы

На установках первичной переработки нефти в блоках ЭЛОУ, для перекачки сырьевой нефти, используются насосы типа НК и НКВ.

Существует современная конструкция насоса типа НКВ, изобретенная 13 июля 2016 года, новизна, которой направлена на создание одноступенчатого центробежного насосного агрегата с максимально возможным КПД на режимах, отличных от номинальных, при упрощении его конструкции и придании ей универсальности.

Преимущество современной модели обеспечивается тем, что одноступенчатый центробежный насосный агрегат включает центробежный одноступенчатый насос двухстороннего входа, приводной электродвигатель, муфту, соединяющую их валы, опорную раму для крепления насоса и электродвигателя, корпус, состоящий из основания и крышки, входной и выходной патрубки, ротор с рабочим колесом, установленный в опорных подшипниках, и спиральный отвод. Современная модель одноступенчатого центробежного насосного агрегата изображена на рисунке 2.6.

Рис. 2.6 Современная модель одноступенчатого центробежного насосного агрегата

Также на рисунке 2.7. показан разрез насоса по оси трубопровода в вертикальной плоскости. Для более детального изучения конструкции представлена схематическая компоновка крышки, сменной проточной части и корпуса насоса в разрезе по оси трубопровода в вертикальной плоскости, изображенная на рисунке 2.8.

Рис. 2.7 Разрез современного насоса по оси трубопровода в вертикальной плоскости



Рис. 2.8 Схематическая компоновка крышки, сменной проточной части и корпуса насоса в разрезе по оси трубопровода в вертикальной плоскости

Как показано на рисунках 2.6, 2.7 и 2.8 одноступенчатый центробежный насосный агрегат включает центробежный одноступенчатый насос 1 двухстороннего входа, приводной электродвигатель 2, муфту 3, соединяющую их валы 4, опорную раму 5 для крепления насоса 1 и электродвигателя 2, корпус насоса 1, состоящий из основания 6 и крышки 7, входной 8 и выходной 9 патрубки, ротор 10 с рабочим колесом 11, установленный в опорных подшипниках 12, спиральный отвод 13. Как показано на графических материалах, спиральный отвод 13 выполнен в виде отдельной самостоятельной детали, а части его внешней поверхности, предусмотренные для размещения в выполненных для этого ложементах 14 и 15 основания 6 и крышки 7, соответствуют форме поверхностей этих ложементов 14 и 15. Рабочее колесо 11 и спиральный отвод 13 выполняются попарно сменными, причем параметры рабочего колеса 11 и спирального отвода 13 в каждой паре рассчитываются на максимальное значение эффективности при обеспечении требуемой подачи и напора. Предпочтительно выполнять сменные спиральные отводы 13 литыми, они могут содержать разделительную перегородку 16 для разделения потока жидкости по ходу движения.

При вращении вала 4 насоса перекачиваемая среда через входной патрубок 8 поступает к рабочему колесу 11, в результате взаимодействия лопастей которого с потоком перекачиваемой среды происходит преобразование энергии привода в энергию потока. Из рабочего колеса 11 перекачиваемая среда поступает в спиральный отвод, где происходит выравнивание потока, и через выходной патрубок - в трубопровод.

Таким образом, современная модель насоса в представленной совокупности признаков, каждый из которых выполняет свою функцию, обеспечивает создание одноступенчатого центробежного насосного агрегата с максимальным КПД на режимах, отличных от номинального, при упрощении его конструкции, придании ей универсальности, долговечности, удобства эксплуатации.[8]

Сравнительные характеристики современной модели и старой модели насоса представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3

Сравнительные характеристики современной модели и старой модели насоса

п/п	НКВ 600/320	Современная модель НКВ
Подача Q, m3/час	600	600
Напор Н, м.в.ст.	320	320
КПД,%	80	88

Источник: Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-8

2.4 Расчет электродегидратора

Приведем пример расчета электродегидратора совремнного типа, аналога модели 2ЭГ160. Длинна 18 м, диаметр 3,4 м, а максимальная поверхность осаждения 61,2 м². Допустим: диаметр наименьших капель воды, осаждающихся в отстойнике -2,2*10^-4, плотность воды при 100 ^°С - 958 кг/м³, плотность нефти при 100^°С- 840 кг/м³, кинематическая вязкость нефти при 100 ^°С - 2*10^-6м²/с, а производительность установки - 170 м³/ч.

Допустим что, число Рейнольдса меньше 0,4, тогда скорость осаждения капелек рассчитывается по формуле:

(2.1)

где	d	-	диаметр наименьших капелек воды, м;
	pв и pн	-	плотности воды и нефти при температуре отстоя, кг/м3;
	vн	-	кинематическая вязкость нефти при температуре отстоя, м2/с;
	g	-	ускорение свободного падения, м/с2.

м/с

Далее найдем значение критерия Рейнольдса:

Re = (2.2)

Re =

Так как Re меньше 0,4 то использование формулы Стокса - справедливо. Определяем скорость движения нефти в электродегидраторе по формуле:

(2.3)

Далее определяется необходимое поперечное сечение электродегидратора по формуле:

(2.4)

где G - требуемая производительность установки, м³/ч.

Вывод: Таким образом, если максимальная поверхность осаждения равна 61,2 м, то требуется 1,9 электродегидратора. Соответственно принимается к установке 2 электродегидратора горизонтального типа 2ЭГ160.

Рассмотрим расчет материального баланса электродегидратора. Пусть в блок электродегидраторов поступает некондиционная нефть из блока отстоя в количестве:

Из них нефти 95% нефти и воды 5%. После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать согласно требованиям ГОСТ Р 51858-2002: товарная нефть: вода - 0,2 %, нефть - 99,8 %; пластовая вода: нефть - 0,1 %, вода - 99,9 %.

Принимаем: - количество товарной нефти из блока электродегидраторов, т/ч; = В - количество подтоварной воды из блока электродегидраторов, т/ч. Составим систему уравнений:

(2.5)

Решая систему (2.5), получаем:

Таким образом, получили следующее массовое распределение потоков на выходе из блока электродегидраторов:

1) Товарная нефть: Из них нефти 99,8% - 127,38 т/ч; воды 0,2% - 0,26 т/ч.

2) Пластовая вода: них воды: 99,5% - 6,44 т/ч; нефти 0,5% - 0,01 т/ч.

Расчёт материального баланса электродегидраторов выполнен правильно при соблюдении равенства:

(2.6)

+ (2.7)

Вывод: Видно, что равенство соблюдается. Соответственно процентный выход потоков в расходной части: товарной нефти 95,19%; подтоварной воды - 4,81%.

Произведем расчет штуцеров электродегидраторов. Допустим что в блоке ЭЛОУ работает 2 электродегидратора типа ЭГ-200. Производительность блока - 388979,446 кг/ч; плотность нефти - 828,218 кг/м³; плотность эмульсии до электродегидратора - 835,815 кг/м³; плотность воды - 1012,215 кг/м³; скорость продукта 1-3 м/с. Состав пластовой воды: воды 99,9%, нефти - 0,1%. Состав нефти: воды - 0,2%, нефти - 99,8.

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода:

Где v - объемный расход продукта, м3/с;

щ - скорость продукта, м/с.

(2.8)

Расчет штуцера входа эмульсии в электродегидратор.

Расход эмульсии составляет:

м³/ч (2.9)

где	Q	-	производительность блока, кг/ч;
	Сэм	-	состав эмульсии,кг/м3.

Принимаем 300 мм.

Расчет штуцера выхода воды.

м³/ч

Принимаем 80 мм.

Расчет диаметра штуцера выхода товарной нефти.

м³/ч

Принимаем 250 мм.

Вывод: Так рассчитываются диаметры штуцеров при проектировании и создании электродегидраторов, а также для определения его вида и производительности. Данным расчетом получилось, что будет достаточно 2 электродегидраторов типа ЭГ-200 с диаметром штуцера входа эмульсии равным 300 мм; диаметром штуцера выхода воды 80 мм; диаметром штуцера выхода товарной нефти 250 мм.

Таким образом, рассчитываются все основные показатели элекродегидратора и определяются его технологические параметры. Рассчитанное поперечное сечение и расчет штуцеров помогает определить, какое количество электродегидраторов необходимо, а также позволяет сделать подбор их вида. Существуют множество методик расчета основных технологических параметров. Выбор методики расчета, вида электродегидратора и параметров проведения технологии очистки на блоках ЭЛОУ напрямую зависит от компоновки установки и необходимого объема очистки нефти. [2, C. 41-44].

2.4 Охрана труда и окружающей среды на установке ЭЛОУ

Безопасная работа на установке требует выполнения следующих основных положений:

К самостоятельной работе допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие предварительный медицинский осмотр, инструктажи по охране труда, пожарной безопасности и газобезопасности, стажировку на рабочем месте и сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе по правилам и приемам безопасного ведения работы специальной комиссии. Строгое соблюдение действующих инструкций, правил и положений по охране труда, эксплуатации оборудования и аппаратуры, а также технологического режима в соответствии с нормами технологического процесса. Все аппараты, работающие под давлением, следует эксплуатировать в соответствии с правилами Госгортехнадзора России. Аппараты и трубопроводы, имеющие температуру поверхности выше 60 С, должны быть изолированы или ограждены защитными сетками. Во всех закрытых помещениях в обязательном порядке должна постоянно находиться в работе приточная и вытяжная вентиляция. Во время ведения технологического режима все изменения параметров переключения, переходы с насоса на насос, переход с ручного управления на автоматическое производятся плавно, без рывков. В помещениях и наружных установках взрывоопасных зон устанавливается электрооборудование взрывозащищенного исполнения. В электропомещениях предусмотрена приточная вентиляция с механическим побуждением с пятикратным обменом воздуха в час, обеспечивающая избыточное давление, исключающее доступ в них взрывоопасных смесей.

Необходим постоянный контроль над состоянием арматуры, фланцевых соединений, предохранительных клапанов, штуцеров и люков.Перед отключением из схемы теплообменных аппаратов или трубопроводов с высоковязким продуктом, особенно в зимнее время, необходимо прокачать аппараты и трубопроводы маловязким продуктом. Все аппараты, останавливаемые на ремонт, должны быть отглушены от системы и обезврежены согласно инструкции по подготовке аппаратов к ремонту; запрещается производить ремонтные работы на аппаратах, если они находятся под давлением, не освобождены от продукта; ремонт производить при наличии наряда-допуска. При появлении утечек, следует немедленно снизить давление в неисправном оборудовании до атмосферного, вызвать газоспасательную службу, предупредить соседние установки и ликвидировать утечки;

Проблемы окружающей среды на установке ЭЛОУ связаны с тем, что эти установки являются высокопроизводительными, в их системе циркулируют и вырабатываются несколько десятков нефтепродуктов, а в аппаратах установки имеется несколько тысяч тонн нефтепродуктов. Разумеется, что это приводит к тому, что соленая вода, нефтепродукты, отработанная щелочь и газы попадают в атмосферу и открытые водоемы, т.е. в окружающую среду. Основными газообразными выбросами являются углеводороды, Н₂S, оксиды углерода, серы и азота. Выбросы углеводородов и Н₂S происходят на ЭЛОУ в последней ступени пароэжекторного агрегата неконденсированных газов. Основными источниками загрязнения атмосферного воздуха оксидами углерода и оксидами серы являются трубчатые печи, выбросы от которых составляют 50% от общих.

Таким образом, существует несколько вариантов снижения загрязнения окружающей среды:

- герметизация оборудования и трубопроводов, что позволяет снизить газообразные выбросы и потери нефтепродуктов;

- совершенствование насосов, которое уменьшит потери нефтепродуктов;

- внедрение аппаратов воздушного охлаждения, что позволит снизить не только расход потребляемой воды, но и жидкие отходы производства.

Таким образом, проблемы окружающей среды связаны с экономическими вопросами, поскольку предприятия не обладают достаточным капиталом для реализации вышеупомянутых задач, а также для ремонта либо модернизации оборудования. [3, C. 231-234]

Выводы

Для изучения технологического процесса и оборудования обезвоживания нефти были рассмотрены современные установки ЭЛОУ и современное оборудование, которое используется на них. При изучении конструкции современного оборудования ЭЛОУ приведены сравнительные характеристики старых и модифицированных моделей оборудования. Были рассмотрены немаловажные темы - охрана труда и окружающей среды на установке ЭЛОУ. Наличие экологических проблем заключается в отсутствии необходимого сегодня экологического воспитания населения, низком уровне экологической культуры преобладающего числа руководителей предприятий. Простыми словами, владельцам нефтеперерабатывающих заводов дешевле и проще отдать штраф за превышение выброшенных веществ, чем строить дорогостоящее оборудование по их утилизации.



Заключение

В ходе курсовой работы были рассмотрены общие сведения о технологическом процессе переработки нефти, изучены основные этапы переработки нефти, рассмотрены схемы и основное оборудование нефтеперерабатывающих заводов, исследованы процессы обезвоживания и обессоливания нефти, рассмотрена электрообессоливающая установка, изучено ее оборудование и приведен расчет электродегидратора, а также рассмотрены правила соблюдения охраны труда и окружающей среды на установке ЭЛОУ.

Были представлены современные аналоги оборудования, используемые на установке ЭЛОУ. В сравнительных таблицах было представлено преимущество современного оборудования по сравнению со старым. Многие модели запатентованы и представлены в поисковой системе федерального института промышленной собственности. Применение всего современного оборудования на современных установках нефтеперерабатывающего завода позволило бы достичь максимальной глубины переработки нефти с наилучшим качеством.

Проблемы обессоливания и обезвоживания нефти были, есть и будут актуальны. Прогресс не стоит на месте, исследования и открытия ученых в этой сфере будут продолжаться постоянно. В данное время существует множество конструкций электродегидраторов и модернизаций блоков ЭЛОУ. Со временем новые открытия позволяют улучшить качество обессоливания и обезвоживания нефти, так как этот процесс влияет на абсолютно все получаемые продукты в процессе нефтепереработки. В ходе работы была достигнута цель - проведен анализ технологий обезвоживания нефти.



Библиографический список

1. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. М.: ОАО ЦНИИТЭнефтехим, 2013г. Ч. III. 415 с.

2. Гуреев А.А. Разделение водонефтяных эмульсий: Учебное пособие. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина,2013г. 95с

3. Кушелев В.П. Охрана труда в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М.: Химия, 2015г. 471с.

4. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. М.: Химия, 2014г. 568 с.

5. Орловская Н. Ф. Совершенствование переработки нефтей севера Красноярского края на малых нефтеперерабатывающих заводах. Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2013г. 135 с.

6. Пат. №2654028 РФ МПК В01DЭлектродегидратор // ЕренковО.Ю., ЛаптевД.В., КозневА.М.,ЯворскийД.О., заяв. и патентообладатель Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Тихоокеанский государственный университет. 2017107920; заявл. 10.03.2017г.; опубл. 15.05.2018г., бюл. №14.

...