Yessenov forum «ЖАҢа мағыналар»
жүктеу/скачать 7,85 Mb. Pdf көрінісі
|
- Бұл бет үшін навигация:
- УДК 622.276.53
| Об
е с пе ЃЂ
нн ос o
ЗнаЃЂения oаdаeoеdисoиe D
с пd е д е л е ни е a
o
„ O„ q„ u„ ѓ„ Ѓ„ u„ ‰„ u„ ~„ ~„ Ђ„ ѓ„„„
Ћ „ H
„ ~„ p„‰ „ u„~„ y„‘„ ‡„p„‚„ p„{„„„ u„‚„ y„ѓ„„„ y„{ „ Q„
ѓ„ Ѓ„ ‚„ u„ t„ u„ |„ u„ ~„ y„ u„ s„ y„ ѓ„„„
Ђ„s„ ‚„ p„ }„ }„ Ќ „ L„u„s„u„~„ t„ p Об е с пе ЃЂ
нн ос o
ЗнаЃЂения oаdаeoеdисoиe D
с пd е д е л е ни е a
o
„ O„ q„ u„ ѓ„ Ѓ„ u„ ‰„ u„ ~„ ~„ Ђ„ ѓ„„„
Ћ „ H
„ ~„ p„‰ „ u„~„ y„‘„ ‡„p„‚„ p„{„„„ u„‚„ y„ѓ„„„ y„{ „ Q„
ѓ„ Ѓ„ ‚„ u„ t„ u„ |„ u„ ~„ y„ u„ s„ y„ ѓ„„„
Ђ„s„ ‚„ p„ }„ }„ Ќ „ L„u„s„u„~„ t„ p О бе сп еч ен н ос ть Р ас п р еде л ен и е ги сто гр ам м ы Значения характеристик 162
ұңғымалар жұмысының технологиялық режимдері, өндіруші ұңғымалардың жұмысы туралы есептер пайдаланылды. Пайдалану қорында 13 ұңғыма, оның ішінде фонтандық тәсілмен пайдаланылатын қолданыстағы №4 ұңғыма бар. Есептік кезеңде барлық бұрғыланған жаңа ұңғымалар фонтандық арматурамен жабдықталған. [2] Комсомольское кенорнының мұнайы жеңіл, аз күкіртті, Жоғары парафинді және шайырлы болып табылады. Кен орны бойынша ағымдағы газ факторы 152,42 м3/т құрайды, суландыру орташа 2,7% - ды құрайды. Кенорнын орналастыру және өнеркәсіптік игеруге енгізудің артта қалуына байланысты өндіру, сондай-ақ айдау ұңғымаларын бұрғылаудың және пайдалануға берудің жобалық мәндеріне сәйкессіздік байқалады. ЖШС бұрғылау жоспар-кестесіне сәйкес H5 көлденең ұңғымасын бұрғылау және I1, I3 айдау ұңғымаларын бұрғылау аяқталуы тиіс. Ұңғымалар бойынша геофизикалық зерттеулер жүргізілді және әртүрлі штуцерлерде фонтандық тәсілмен пайдалану кезінде қабатты коллектор жұмысының алынған деректері түсіндірілді, қабаттардың өнімді және сүзгілік сипаттамалары анықталды.
ӘДEБИEТТEP 1. В.Д.Лысенко. Разработка нефтяных месторождений//Москва, Недра, 2003, 245б. 2. В.Д.Лысенко. Проектирование разработки нефтяных месторождений//Москва, Недра, 1987,278бет. 3. Мартос В.Н., Гузиков Г.Г. и др. «Подсчет запасов нефти и газа месторождения Комсомольское Мангышлакской области, Казахской ССР//1986, 109б. 4. Максимов М.И. «Геологические основы разработки нефтяных месторождений»//Москва, Недра, 1975, 343б. 5. «Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан», утверждённые постановлением Правительства РК//Алматы, 1996, 229б.
АКТАУСКОГО БИТУМНОГО ЗАВОДА Кабаков А.Ж., Закенов С.Т. Каспийский университет технологий и инжиниринга имени Ш. Есенова, Актау, Казахстан
нефти, для получения дорожного битума на примере Актауского битумного завода.
обезвоживающая установка (ЭЛОУ), атмосферно-вакуумная трубчатка (АВТ), плотность, вязкость, дегазация, ректификация, электродегидратор, колонна.
Процесс переработки нефти и производства битумов представляет собой комплекс физико-химических методов обработки: обессоливания, обезвоживания, 163
теплообмена, ректификации, окисления. Вопросами переработки нефтебитуминозных пород занимались исследователи [1-6]. Комплексная установка состоит из трех блоков: 1. Блок ЭЛОУ – предназначен для электрообессоливания и обезвоживания сырой нефти,
2. Блок АВТ – предназначен для атмосферно-вакуумной перегонки нефти с получением дистиллятных фракций и гудрона 3. Блок окисления гудрона с получением битума окисленного. Установка ЭЛОУ-АВТ с блоком окисления битума (комплексная установка), предназначена для переработки сырой нефти месторождения Каражанбас. Нефть месторождений Каражанбас относится к высоковязкой нефти. Плотность нефти 930-950 кг/м 3
- дистиллятные нефтяные фракции, которые отгружаются с завода в смеси или по отдельности на другие заводы для переработки в конечные (потребительские) нефтепродукты; - гудрон в качестве сырья для окислительной установки для получения дорожных битумов разных марок. ЭЛОУ - Электрообессоливающая и обезвоживающая установка Цель обессоливания – удаление нежелательных загрязнений, таких как соли, вода и механические примеси. В сырой нефти присутствует вода, в которой растворены различные соли, в основном хлориды кальция, натрия и магния. Если данные соединения не удаляются, это приведет к дальнейшим проблемам в процессе переработки. Высокие температуры, наблюдаемые в процессе переработки, приводят к образованию соляной кислоты, которая вызывает коррозию в нескольких системах нефтеперерабатывающего завода. Отложения и примеси загрязняют теплообменники или вызывают засоры. Схема установки ЭЛОУ показано на рис.1. Характеристика сырой Нефти: Массовая концентрация хлористых солей, не более – 100 мг/дм 3
Массовая доля механических примесей, не более – 0,05% Содержание серы, не более – 1,9 %масс Нефть по приемному трубопроводу общим расходом 120-140 м3 /час и температурой 20 °С поступает на площадку ЭЛОУ-АВТ. Перед поступлением в электродегидраторы нефть подогревается в рекуперативных теплообменниках за счет теплоты отводимых нефтепродуктов и потоков циркуляционных орошений. Нефть поступает в межтрубное пространство, а теплоноситель в трубное пространство теплообменных аппаратов. Нефть одним потоком проходит последовательно ряд теплообменников и набирает необходимую температуру. После нефть направляется на двухступенчатое электрообессоливание и обезвоживание. Перед электродегидратором 1-й ступени (V-1101A) в поток нефти подается промывная вода со 2 ступени электрообессоливания и раствор деэмульгатора, которые качественно смешиваются в динамическом смесителе. Нефть 2 потоками поступает в нижнюю часть V-1101A. В электродегидраторе под действием электрического поля высокой напряженности, температуры и деэмульгатора происходит разрушение нефтяной эмульсии.
164
Рисунок 1 - ЭЛОУ - Электрообессоливающая и обезвоживающая установка
1 - V-1101A электрообессоливающая емкость 1-ой ступени; 2 - V-1101В электрообессоливающая емкость 2-ой ступени; 3 – теплообменники; 4 – центробежные насосы; 5 – ёмкость водоподачи для ЭЛОУ. Описание физико-химического процесса электрообессоливания и обезвоживания нефти в аппарате: При попадании эмульсии в электрическое поле частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. С переменой полярности электродов капли вытягиваются острым концом в противоположную сторону. Если частота переменного тока равна 50 Гц, капли будут изменять свою конфигурацию 50 раз в секунду. Под воздействием сил притяжения отдельные капли, стремятся к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, и при достаточно высоком потенциале заряда происходит пробой диэлектрической оболочки капель, чему способствует деэмульгатор, постепенно размывающий эту оболочку. В результате мелкие водяные капли сливаются и укрупняются, что способствует их осаждению в электродегидраторе. Вода с растворенными в ней солями (за счет гравитационного осаждения) собирается в нижней части электродегидратора и отводится через регулирующий клапан, установленный на линии сброса воды из V-1101A и V-1101В. Частично обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора первой ступени по трубопроводу поступает в электродегидратор второй ступени (V-1101В) и аналогичном способом проходит тот же процесс что в первой ступени. Но в отличие от 1-ой ступени, на 2-ой ступени электродегидратора (V-1101B) в поток нефти подается подогретая, свежая (деминерализованная) промывная вода и раствор деэмульгатора, которые качественно смешиваются в динамическом смесителе. Обессоленная и обезвоженная нефть выводится 2 потоками с верха V-1101B, которые затем объединяются в один поток и с температурой около 145°С направляется под собственным давлением последовательно в теплообменники для подогрева перед дегазацией.
165
1 – колонна дегазации; 2 – теплообменники; 3 – центробежные насосы. Рисунок 2 - Т-1104 колонна дегазации
Нефть с температурой около 220 °С, поступает в колонну дегазации Т-1104. Аппарат представляет собой пустотелую колонну переменного сечения, предназначенную для разделения газовой и жидкой фазы нагретой нефти. Данное технологическое решение позволяет снизить тепловую нагрузку на атмосферную печь F-1101, защитить змеевики печи от агрессивного влияния летучих сернистых соединений (сероводород, метил-этилмеркаптаны и др). Нефть вводится в среднюю часть Т-1104. Ввод нефти осуществляется через перфорированный патрубок, для равномерного распределении паров по всему сечению колонны. Газовая фаза выводится сверху колонны и по шлемовому трубопроводу подается в колонну атмосферной перегонки Т-1101 выше 31 тарелки. Стабилизированная (дегазированная) нефть с низа Т-1104 поступает на прием насосов и направляется в атмосферную колонну через теплообменники. Разделение нефти на фракции проводится по температуре их выкипания. Для этого нефть необходимо нагреть до температуры не выше 360 °С. Если нефть нагревать до более высоких температур, при атмосферном давлении начинается процесс термического крекинга – разложения нефти на газообразные и твердые (коксообразные) продукты. Это категорически недопустимо – может привести к выходу из строя теплообменной аппаратуры, а самое главное – снижает объем выхода из нефти самых дорогостоящих светлых углеводородов – компонентов бензинов. Для того чтобы нагреть нефть до требуемой температуры, применяют специальные трубчатые печи. Дегазированная нефть подается в камеру конвекции атмосферной печи F-1101 двумя параллельными потоками с расходом 35-70 т/час по каждому потоку. Нефть двумя потоками проходит последовательно змеевики камеры конвекции и змеевики камеры радиации печи F-1101 и выходит нагретой до температуры в 358°С двумя потоками. Атмосферная перегонка Нефть по трансферной линии поступает в зону питания атмосферной колонны T- 1101 между 34 и 35 тарелкой. Ввод нефти в колонну осуществляется через специальное устройство, распределяющего поток по всему сечению аппарата. Колонна T-1101 является основной ректификационной колонной, она оснащена 40 массообменными 166
(контактными устройствами) тарелками. На рис. 3. представлена схема атмосферной перегонки. Сверху колонны через шлемовый трубопровод, отбираются пары бензина и воды и газовые компоненты. Затем выводятся бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и кубовый остаток атмосферной перегонки (мазут) является промежуточным продуктом и предназначен для дальнейшей переработки в вакуумной колонне.
1 – атмосферная колонна Т-1101; 2 – стриппинг колонна Т-1103; 3 – рефлюксной ёмкость V-1102; 4 – аппарат воздушного охлаждения (АВО); 5 – теплообменники; 6 – центробежные насосы.
Рисунок 3 - Атмосферная перегонка Кубовый остаток атмосферной перегонки (мазут) является промежуточным продуктом и предназначен для дальнейшей переработки в вакуумной колонне. Мазут кубовыми насосами с температурой 345 0 С подается в змеевики печи F-1102. Из Каражанбасовской высоковязкой нефти обычно в атмосферной перегонке выделяют следующие фракций:
Прямогонный бензин Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - температура начала кипения, не ниже - конец кипения, не выше Не более 830 40 °С 205 °С
Керосиновая фракция
Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - температура начало кипения, не ниже - конец кипения, не выше 865-875
150 °С 255 °С
Дизельная фракция атмосферной колонны
Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - температура начало кипения, не ниже - конец кипения, не выше 870-880
210 °С 370 °С
Остаток атмосферной колонны (Мазут) Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - температура начало кипения, не ниже 360 °С
167
Мазут подается в змеевики камеры конвекции вакуумной печи F-1102 двумя параллельными потоками и выходит с температурой 382°С. Печь F-1102 оборудована пароперегревателем для получения перегретого пара
среднего давления, использующегося при ректификации. Насыщенный водяной пар 1,2 МПа из заводской сети поступает в пароперегреватель печи F-1102. В пароперегревателе печи F-1102 пар перегревается до температуры 390°С и направляется в колонны ректификации T-1101,T- 1102 и T-1103. Вакуумная колонна Нагретый в печи мазут по трансферному трубопроводу поступает в питательную секцию вакуумной колонны Т-1102. Вакуумная колонна оборудована 6-ю секциями насадок регулярного типа (пакеты), обладающих низким гидравлическим сопротивлением по сравнению с контактными устройствами тарельчатого типа. Вакуум создается конденсационно-вакуумсоздающей системой пароэжекторного типа. Вакуумная колонна предназначена для разделения мазута на фракции:
Лёгкий вакуумный дистиллят (ЛВД) Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав:- температура начало перегонки, не ниже - 95% отгоняется при температуре, не выше 876-886
259 °С 350 °С
Легкий вакуумный газойль (ЛВГ) Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - температура начала перегонки, не выше -95% отгоняются при температуре не выше 915-927 280 °С
415 °С Тяжелый вакуумный газойль (ТВГ) Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - 50% перегоняется при темпер., не выше - 90% перегоняется при темпер., не более 925-935
431 °С 470 °С
Затемненная вакуумная фракция (ЗВФ) Плотность 20°С, кг/м3 Фракционный состав: - 50% перегоняется при темпер., не выше - 96% перегоняется при темпер., не более 930-945 489 °С
565 °С Кубовый остаток вакуумной перегонки – гудрон
Плотность при 20°С, кг/м3 Вязкость условная при 80 °С, сек 994-1005 180-200
В данной установке приоритетное значение имеет качество гудрона, которое зависит как от качества исходного сырья, так и глубины отбора масляных фракций и особенно от остаточного содержания парафиновых углеводородов. Для увеличения глубины отбора дистиллятных фракций в низ колонны подают перегретый водяной пар. В колонну нагретый мазут вводится через специальное устройство, позволяющее эффективно отделять паровую и жидкую фазы, препятствуя разбрызгиванию жидкой фазы и обеспечивая распределение восходящих паров по всему сечению аппарата.
168
1 – вакуумная колонна Т-1102, 2 – рефлюксной емкость V-1103, 3 – АВО, 4 – пароэжектора, 5 – холодильник-конденсатор, 6 – теплообменники, 7 – центробежные насосы.
Рисунок 4 - Вакуумная перергонка
Углеводородные газы и пары лёгких вакуумных фракций с сверху колонны по шлемовому трубопроводу поступают в пароэжекторную установку (ПЭУ) с тремя ступенями эжекции и конденсации в кожухотрубчатых теплообменниках- конденсаторах, охлаждаемых оборотной водой. В качестве эжектирующего агента применяют водяной пар 1,25 МПа из заводской сети. На рис. 4 представлена схема вакуумной перегонки Т-1102. Остаточный продукт перегонки нефти – гудрон, забирается из куба колонны Т- 1102 насосом и проходит через рекуперативные теплообменники и затем после смешения с ЗВФ подаётся в блок окисления для получения целевого продукта – окисленного битума.
1 – окислительные колонны Т-1201/1202; 2 – емкости охлаждения для газов V- 1201A/B, 3 – емкость подачи воды, 4 – теплообменники, 5 – винтовые битумные насосы, 6 – плунжерные насосы.
Рисунок 5 - Окислительные колонны 169
Стадия получения окисленного битума На рис. 5. представлена схема получения окисленного битума. Гудрон поступает в колонну окисления T-1201 (T-1202) от теплообменника E- 1115 после смешения его с потоком затемнённой вакуумной фракции (ЗВФ) с расчётной температурой 230 °C. В колонне поддерживается постоянный уровень окисляемого гудрона. Колонна разделяется на зону окисления жидкой фазы и зону сепарации. В зоне сепарации происходит отделение жидкости от газов окисления. Вода, подаваемая в верхнюю часть колонны, испаряясь, понижает температуру и разбавляет газы окисления. Температура жидкой фазы в сепараторе составляет около 230 ºC, газовой фазы – около 180 ºC. Поддержание заданного температурного режима в колонне является основным условием получения битума заданного качества. Для поддержания температурного режима и отвода избыточного количества теплоты осуществляют циркуляцию охлаждённого битума на вход в колонну. В нижнюю часть окислительной колонны T-1201 (T-1202) подают сжатый технологический воздух через маточник (распределительное устройство). Качественное диспергирование воздуха в жидкой фазе окисляемого сырья по всему объёму способствует получению однородного продукта и препятствует образованию твердых отложений. Окисленный битум выводится с низа колонны на прием винтовых насосов в теплообменники, где он охлаждается до 200 °С и затем поступает в товарные резервуары. В зависимости от характеристики битума мы можем получить битумы с заданными качествами. На установке производится окисленные битумы БНД 60/90 и БНД 90/130 (битум нефтяной дорожный). Битум марки БНД 90/130 универсальный, рекомендуются к применению во всех дорожно-климатических зонах. Битум марки БНД 60/90 рекомендуется для всех дорожно-климатических зон, кроме первой, при среднемесячной температуре наиболее холодного времени года не выше – 20 °С.
Битум окисленный с установки БНД 60/90 Т размягчения по КиШ, °С Глубина проникания иглы, мм: - при 25°С - при 0 °С Не менее 47 61-90 не менее 20 Битум окисленный с установки БНД 90/130 Т размягчения по КиШ, °С Глубина проникания иглы, мм: - при 25°С - при 0 °С Не менее 43 91-130
не менее 28
Метод «Кольца и Шара» ("КиШ") — метод определения температуры размягчения нефтяных битумов по кольцу и шару. Сущность метода заключается в определении температуры, при которой битум, находящийся в кольце заданных размеров, в условиях испытания размягчается и, перемещаясь под действием стального шарика, касается нижней пластинки - в этот момент фиксируется температура размягчения. Метод является важным для определения физико-химических свойств марок битумов. Метод определения глубины проникания иглы (пенетрация) - сущность метода заключается в измерении глубины, на которую погружаются иглы пенетрометра в испытуемый образец битума при заданной нагрузке, температуре и времени и выражается в единицах, соответствующих десятым долям миллиметра (0,1 мм).
170
ЛИТЕРАТУРА 1. Кутьин Ю.А., Теляшев Э.Г., Хайрудинов И.Р., Везиров P.P., Викторова Г.Н., Ризванов Т.М. Современные технологии производства дорожных битумов//Нефтепереработка и нефтехимия. Проблемы и перспективы: ИП НХП, 2001. — С. 59 -67. 2. Сборник „Нефтепродукты. Масла. Смазки. Присадки" ч. 4//Из-во стандартов, 1987. — 306 с. 3. Доссо Уэй. Разработка технологии глубокого обезвоживания и обессоливания тяжелых высоковязких нефтей//Москва: Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 2016. — С. 68-73. 4. Евдушкин С.П. Малые НПЗ сегодня и в будущем // Мир нефтепродуктов. 2011. № 5. С. 8-10. 5. Banerjee D.K. Oil Sands, Heavy Oil & Bitumen: From Recovery to Refinery//Penn Well, 2012. — XVII, 185 p. 6. Багдасаров Л.Н. Популярная нефтепереработка// Москва, 2017. – С. 17-22.
жүктеу/скачать 7,85 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|