Нефтеперерабатывающая отрасль как звено нефтяного комплекса РФ. Разработка поточной схемы завода по переработке западнотэбукской нефти, ее обоснование, расчет материальных балансов установок. Сводный материальный баланс завода, порядок его составления.
Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающего потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80-95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХІ века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы: · существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков; · улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.
Введение
нефть баланс завод
Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающего потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами.
Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80-95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам.
Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХІ века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы: · существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков;
· улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.
Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов - 80% против 60-70% в других отраслях ТЭК.
Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные[1].
1. Характеристика нефти и нефтепродуктов
Нефтяные месторождения на р. Ухте в Коми АССР известны с конца XVII века, но освоение их началось только после Великой Октябрьской социалистической революции. В настоящее время этот район является перспективным нефтегазоносным районом.
Основные месторождения нефти и газа размещаются в Тимано-Печорской провинции. Границами ее являются на западе Тиманский кряж, на востоке и северо-востоке - Северный и Полярный Урал с его продолжением хребтом Пай-Хой, на севере - Печорское море, на юге - погруженная часть Тиманского кряжа и поднятие Полюдова камня (рис. 1). Наличие крупных глубоких впадин Предуральского прогиба, а также не менее крупных внутриплатформенных впадин обусловливает высокие перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.
Особый интерес представляют Печорская депрессия и Верхне-Печорская впадина, так как на них расположена большая часть известных нефтяных месторождений этого района.
В геологическом построении Печорской депрессии участвуют отложения палеозоя и мезозоя. Однако благоприятные условия геологического развития Тимано-Печорской провинции для образования углеводородов были в палеозойское время. Это подтверждается открытием залежей нефти и газа только в палеозойских отложениях. В мезозое залежи нефти и газа не установлены.
За все прошедшее время геологоразведочные работы в Тимано-Печорской провинции были проведены только в южной ее части. В северной части проводились в основном геологопоисковые работы и параметрическое бурение, в результате чего открыто только одно нефтяное месторождение (Усинское) и два газовых. В южной части провинции, на западном борту Печорской депрессии известны Западно-Тэбукское и Джъерское нефтяные месторождения, а также газонефтяные Нижне- и Верхне-Омринское. В центральной части депрессии на Мичаюском валу расположены пять нефтяных месторождений - Лемьюское, Мичаюское, Северо-Савиноборское, Восточно-Савиноборское и Пашнинское. В Верхне-Печорской впадине на широте Савиноборских месторождений открыто крупное Вуктыльское газрконденсатное месторождение. Залежи газа и конденсата приурочены здесь к верхне-пермским отложениям. На восточном склоне Тиманского кряжа находится одиннадцать газовых и газоконденсатных мелких месторождений. Кроме того, на этом склоне имеются три нефтяных месторождения - Ярегское, Чибьюское и Верхне-Чутинское.
Следует отметить, что основные нефтяные залежи области приурочены к отложениям верхнего и среднего девона. Небольшие залежи нефти разведаны в силурийских (Западный Тэбук) и в пермских отложениях (Пашнинское и Исаковское месторождения), а также в каменноугольной системе (Усинское месторождение).
Нефти Коми АССР, Характеристика которых приведена в справочник содержат меньше серы, чем основные нефти Волго-Уральской области, такие как туймазинская и ромашкинская. Так, содержание серы в западнотэбукской и джъерской нефтях составляет 0,70%, в войвожской и нижнеомринской - 0,22-0,47% и только в ярегской содержание серы - 1%, в то время как в туймазинской и ромашкинской нефтях - 1,5-1,7%. б
Большинство нефтей Коми АССР - малосмолистые и отличаются высоким выходом светлых продуктов. Исключение составляет нефть Ярегского месторождения, которая является высокосмолистой и содержит незначительное количество бензиновых фракций.
В бензиновых фракциях основных нефтей содержание ароматических углеводородов несколько выше, чем в аналогичных фракциях ромашкинской нефти. Дистилляты, выкипающие до 180°С, являются благоприятным сырьем для каталитического риформинга, так как содержат значительное количество нафтеновых углеводородов (30-40%). Из отдельных нефтей рассматриваемого района могут быть получены после гидроочистки осветительные керосины, а также дизельные летние топлива и топочные мазуты различных марок. Из западнотэбукской и джъерской нефтей можно получить 20-18% базовых дистиллятных и остаточных масел с индексом вязкости 84-86. Ярегская нефть является благоприятным сырьем для битума.
Согласно технологической классификации, основные нефти Коми АССР по содержанию серы в нефтях и нефтепродуктах относятся ко II классу, по потенциальному содержанию топлив - к типу Т1 и лишь ярегская - к типу Т3. В зависимости от потенциального содержания в них базовых дистиллятных и остаточных масел эти нефти относятся к группе М3 и. по качеству базовых масел - к подгруппе И2, по содержанию парафина - к видам П1, П2, П3.
По технологической индексации нефть обозначают по классу (содержание серы), типу (содержание фракций до 3500С), группе (потенциальная массовая доля базовых масел), подгруппе (индекс вязкости базовых масел) и виду (содержание парафина). Таким образом, западнотэбукская нефть имеет следующий шифр технологической характеристики: 2.1.3.2.2.
Список литературы
1. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. «Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты». - М.: Издательство «Техника», 2001 - 384 с.
2. Сборник «Нефти СССР», т. 1 - М.: Химия, 1974 г.
3. ГОСТ 2084-77.
4. Технологическая индексация ОСТ 38.11.97 - 80
5. ТУ 39 - 1623 - 93
6. «Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент применения» Справочник под ред. В.М. Школьникова - М.: Издательский центр «Техинформ», 1999. - 596 с.
7. Смидович Е.В. «Технология нефти» ч. 2 - М.: Химия, 1968 - 376 с.
8. «Справочник нефтепереработчика». Под ред. Ластовкина Г.А., Радченко Е.Д. - Л.: Химия, 1986 - 648 с.
9. Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. «Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР» - М.: Химия, 1995 - 304 с.
10. Осинина О.Г. «Технологический расчет вакуумной колонны установки АВТ». - М.: МИНГ, 1986 - 36 с.
11. Сарданашвили А.Г., Львова И.А. «Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа». - М.: Химия, 1973 - 212 с.
12. Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. «Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности». - Л.: Химия, 1974 - 344 с.
14. «Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа». Под ред. Бондаренко Б.И. - М.: Химия, 1987 - 128 с.
15. Промышленный катализ в лекциях №5/2006/ Под ред. А.С. Носкова. - М.: Калвис, 2006. - 128 с.
16. Черножуков Н.И. Технологи переработки нефти, часть 3. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. - М.: Химия, 1978 - 423 с.
17. Грунвальд В.Р. Технология газовой серы. - М.: Химия, 1992, 272 с.
18. Аджиев А.Ю., Ясьян Ю.П., Борушко-Горняк Ю.Н., Монахов Н.В. Современные технологии очистки сероводородсодержащих углеводородных газов. Учебное пособие. - Краснодар, 2002, 54 с.
19. Осинина О.Г. Определение физико-технических и тепловых характеристик нефтепродуктов, углеводородов и некоторых газов. М.: МИНГ, 1980.
20. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти, том II. - М.:ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ, 2001.
21. ГОСТ 305-82.
22. ГОСТ 10227-86.
Размещено на
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
