уп 02. УП 18.02.09 КУЛЕШОВА. Учебная практика
 Скачать 0.56 Mb.
|
    Инд. № подл. Взаим. инд. № Подпись и дата Инд. № дубл. Подпись и дата Государственное профессиональное образовательное учреждение «Анжеро-Судженский политехнический колледж» Специальность: 18.02.09 Переработка нефти и газа УЧЕБНАЯ ПРАКТИКА УП.02.01 Ведение технологического процесса на установках I и II категории Технический отчет УП 18.02.09 00.00 ТО Выполнил: студент гр. 419 Телкова А.Е. Проверил: Кулешова А.С. 2021  СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ Нефть – это сложная смесь углеводородов и их соединений, выкипающих в широком температурном интервале. Нефть представляет собой маслянистую жидкость, основными химическими элементами которой являются углерод, водород, сера и азот. В нефтепереработке к первичной переработке относят процессы атмосферной перегонки нефти и вакуумной перегонки мазута. Их назначение состоит в разделении нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов. На установках АТ проводят неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых фракций, керосиновых фракций, дизельных фракций и мазута. Поступающая на переработку нефть по степени подготовки должна соответствовать 1 группе по ГОСТ Р 51858-2002 и может содержать воды – до 0,5% масс, хлористых солей – до 100 мг/л. Высокое содержание воды и солей в сырье на стадиях нагрева и перегонки не желательно, так как оно вызывает интенсивную коррозию оборудования и образование отложений на теплообменных поверхностях и в змеевиках печи. Кроме того, повышенное содержание воды может привести к нарушению режимов нагрева в печи и работы колонн. Кроме пластовой воды и растворенного газа, в промысловой сырой нефти присутствуют механические примеси, которые представляют собой частицы глины, песка, солевые кристаллы и продукты коррозии добывающего оборудования. Такие примеси приводят к эрозии нефтепроводных труб и вызывают появления на их стенках ненужных отложений. С учетом этого, рекомендуемое содержание в сырье установки перегонки нефти - хлористых солей не более 5 мг/л, а воды не более 0,1%. Для обеспечения требуемого уровня подготовки нефти применяют процессы обессоливания и обезвоживания. [1] 1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Основные параметры процесса При выборе оптимальных параметров технологического режима обессоливания нефти следует учитывать влияние каждого из них на эффективность процесса. Основными технологическими параметрами процесса являются температура, давление, расход промышленной воды и степень ее смешения с нефтью. Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (60-150°С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: 1.дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов; 2.возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора. Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую температуру, при которой вязкость нефти составляет 2-4 сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70 - 90°С. При повышении температуры нагрева нефти приходится одновременно повышать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и пожароопасность.  Во избежание вскипания сырья и воды в термо - и электродегидраторах процесс проводится при повышенном давлении 0,5-0,8 МПа. Для снижения концентрации солей в нефти на 1-ю ступень подается вода в количестве – до 5 % на нефть. После подготовки качество нефти должно соответствовать следующим нормам – содержание воды не более 0,1 % масс, солей 3 ÷ 5 мг/л. ДеэмульгаторыДеэмульгаторы – это поверхностно-активные вещества, предназначенные для разрушения водонефтяной эмульсии Ионогенные (анионактивные и катионактивные). Эффективность деэмульгаторов этого типа в наше время считается недостаточной, поэтому их почти не применяют; Неионогенные (гидрофильные и гидрофобные). Производство деэмульгаторов этого типа сейчас получило самое широкое развитие, т.к. по сравнению с ионогенными аналогами они имеют ряд преимуществ: высокую активность, низкий удельный расход, не образуют осадков в трубах и оборудовании, не создают побочных продуктов и пр. Механизм действия деэмульгатора – за счёт более высокой поверхностной активности его активное вещество проникает в межфазное пространство и замещает присутствующий адсорбционный слой. При этом деэмульгатор уменьшает поверхностное натяжение, обеспечивает более высокую степень свободы поверхности глобул и не препятствует слиянию глобул дисперсной фазы. Способы деэмульгирования нефтяных эмульсий условно можно разделить на следующие группы: - механические - фильтрация, центрифугирование, обработка ультразвуком и др.; - термические - подогрев и отстаивание при атмосферном давлении и под избыточном давлением; промывка нефти горячей водой; - электрические - обработка в электрическом поле переменного или постоянного тока; - химические - обработка эмульсий различными реагентами -деэмульгаторами. 1.3 Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, вырабатываемой продукции Показатели качества исходного сырья, материалов, реагентов, вырабатываемой продукции приведены в таблице 1 Таблица 1 - Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, вырабатываемой продукции
Технологическая схема установки с установки с описанием технологического процессаНефть по трубопроводу поступает из сырьевых резервуаров на прием насоса Н-1. В приемную линию этого насоса подаются также деэмульгатор и ингибитор коррозии для предотвращения коррозии оборудования. Смесь нефти с деэмульгатором и ингибитором коррозии прокачивается через теплообменник Т-1, где нагревается отходящей обессоленной нефтью. Затем сырая нефть дополнительно подогревается в паровом подогревателе Т-2 и подается в смеситель, в котором к нефти добавляется вода. Образовавшаяся в результате перемешивания искусственная водонефтяная эмульсия поступает в электродегидратор первой ступени ЭД-1, в котором под действием электрического тока происходит разрушение эмульсии и от нефти отделяется основная масса воды и солей. Из ЭД-1 нефть поступает в электродегидратор второй ступени ЭД-2 для повторной обработки. Перед ЭД-2 в нефть вновь подается вода. Обессоленная нефть из ЭД-2 проходит через теплообменник Т-2, холодильник ХВ-1 и подается в резервуары обессоленной нефти. Вода, отделенная в электродегидраторах отправляется на очистку. Показатели режима технологического процесса приведены в таблице 2. Таблица 2 – Нормы технологического режима
 2 РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ2.1 Материальный расчет Исходные данные: – годовая мощность установки по товарной нефти -– 3200000 тонн в год; – годовая производительность работы установки – 325 дней; – обводненность сырой нефти – 5,2% масс; – содержание воды в товарной нефти – 0,47% масс; – плотность товарной нефти – 867,2 кг/м3; – плотность пластовой воды – 1032 кг/м3. Цель: определить количество сырья и материалов, необходимых для обеспечения заданной мощности производства и получения единицы готового продукта. В блок электродегидраторов поступает нефть в количестве: Qн =410256,410 кг/ч, в том числе: нефть – 0,948·410256,410 кг/ч = 388923,077 кг/ч; вода – 0,052·Qн = 0,052·410256,410 кг/ч = 21333,333 кг/ч. После процесса обессоливания и окончательного обезвоживания состав потока на выходе из блока электродегидраторов должен соответствовать требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Примем: товарная нефть: вода – 0,2%; нефть – 99,8%; пластовая вода: нефть – 0,1%; вода – 99,9%. Принимаем: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||