Разработка поточной схемы завода с обоснованием варианта и глубины переработки пронькинской нефти

 

Министерство  образования и науки РФ

Федеральное государственное  автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

 

 

 

 

Курсовая работа

«Разработка поточной схемы завода с обоснованием варианта и глубины переработки пронькинской нефти»

 

 

 

 

 

Работу выполнила:

Студентка 4 курса

Александрова  Анастасия 

Работу принял:

Овчаров С.Н.

Оценка__________

 

 

 

Ставрополь 2012 г.

 

Содержание

 

 

Введение

Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их  ассортимента и улучшение качества – основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потребовало изменения технологии переработки нефти. Большое значение приобрели вторичные и, особенно, каталитические процессы. Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения таких процессов, как каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, алкилирование и изомеризация, а в некоторых случаях - гидрокрекинг.

 

Характеристика нефтей Оренбургской области

Нефтегазоноспость Оренбургской области связана с каменноугольными, девонскими и пермскими отложениями. Основные запасы нефти приурочены к каменноугольным отложениям. Запасы девонских отложений составляют около 20, а пермских — около 5% от общих промышленных запасов нефти всей области.

До 1969 г. было открыто  свыше 40 нефтяных п нефтегазоносных  мест-рождений, а также 15 чисто газовых. Самым крупным нефтяным месторождением на территории области является Покровское.

В тектоническом  отношении территория Оренбургской области разбита па следующие основные элементы: восточная часть Жигулевско-Орепбургского свода, Серноводско-Абдулипская впадина, Южный склон Татарского свода, Бу.чу-.лукская   впадина   и   Предуральский прогиб.

Жигулевско-Оренбургский свод с северо-запада на юго-восток пересекается Камско-Кинельской впадиной, выраженной только в отложениях нижнего отдела каменноугольной системы и верхнего девона. На южном борту этой впадины выделяется молодой Бобровско-Покровский вал. В южной части области Жигулевско-Оренбургский свод ограничен Бузулукской впадиной, которая, ступенчато погружаясь к югу, переходит и огромную Прикаспийскую впадину, расположенную главным образом на территории Казахской ССР.

Юго-восточная  часть Оренбургского свода изучена  недостаточно. Здесь проведен небольшой объем геофизических и буровых работ. Поэтому границы юго-восточной части свода остаются невыясненными, так же, как южное про должение Бобровско-Покровского пала и Камско-Кинельской впадины. Небольшим объемом проведенных буровых работ и геофизических исследований в эгоп части области выделены Оренбургский вал и Соль-Илецкий выступ. На Оренбургском валу открыто крупное газовое месторождение - Краснохолмское.

Большое значение в формировании нефтяных и газовых  залежей области . имеют такие  крупные тектонические элементы,. как Бобровско-Покровский нал н его склон, Камско-Кинельскан впадина, Серноводско-Абдулипская впадина и южный склон Татарского свода. В юго-западной части Серноводско-Абдулпнской впадины выделяется крупный Большекинельскнй вал, протягивающийся с северо-запада на юго-восток.

Для исследования брались нефти различных стратиграфических подразделений (девонских, каменноугольных и пермских отложений) и прежде всего нефти тех месторождений и залежей, которые имеют наибольшие запасы.

Большое число исследований нефти было проведено по месторождениям Большекинельского вала - Красноярскому, Султангуловскому, Тархановскому, Ашировскому, не имеющим большого промышленного значения, однако па них впервые была открыты залежи нефти в девонских и каменноугольных отложениях.

Все указанные  нефти являются в основном сернистыми и высокосернистыми. Содержание серы в большинстве из них составляет от 1,3% и выше и доходит в некоторых нефтях до 5,0% (красноярская и родинская нефти); при этом содержание смол силикагелевых колеблется от 8 до 25%. Отличаются в этом отношении нефти таких вновь открытых месторождении, как Никольское, Бобровское окского надгоризонта и Пономаревское. В них содержание серы лежит в пределах от 0,8 до 1,1%, а смол силикагелевых не превышает 5,0%. Содержание парафина во всех нефтях колеблется в пределах от 2 до 6%.

Таким образом, с появлением новых месторождений  изменилось ранее существовавшее мнение, что на территории Оренбургской области  в основном добываются только высокосернистые и смолистые нефти и было отмечено появление нефтей лучшего качества. Для всех исследованных нефтей выход светлых нефтепродуктов колеблется в больших пределах и составляет от 12 до 38% (фракции до 200 °С) и от 27 до 65% (фракции до 350 °С).

Бензиновые  дистилляты из исследованных нефтей отличаются невысокими октановыми числами. Фракция 28—200 ^оС характеризуется октановым числом, 34—48 в чистом виде и содержанием серы лежащим в пределах от 0,006 до 0,3%, за исключением аналогичной фракции, выделенной из бугурусланской нефти верхнепермекпх отложений, в которой содержание серы намного выше — 0,92%. Таким образом, бензиновые фракции из всех рассматриваемых нефтей являются лишь компонентами автомобильных бензинов.

Легкие керосиновые  дистилляты при температуре начала кристаллизации - 60 °С из большинство нефтей обладают завышенным содержанием общей пли меркаптаповой серы. Керосиновые дистилляты, полученные из пронькнпской (турпейского и башкирского ярусов), бобровскоп, покровскоп, твердиловскоп и тархановской нефтей по высоте некоптящего пламени (20-23 мм) отвечают требованиям ГОСТ на осветительные керосины. Аналогичные керосиновые фракции, выделенные на остальных нефтей, имеют высоту некоптящего пламени ниже 20 мм.

Содержание  серы в рассматриваемых фракциях всех нефтей выше требований, предъявляемых техническими нормами.

Дизельные топлива и их компоненты разного фракционного состава имеют цетановые числа порядка 50—61 и температуру застывания, отвечающую требованиям ГОСТ на летние сорта топлив. Содержание серы в некоторых дизельных дистиллятах ряда нефтей очень высокое и достигает 1,7—2,3%. Для получения топлив кондиционных качеств необходима специальная очистка. После карбамидной депарафинизации фракции 240—350 °С из таких нефтей, как Никольская, пропькннская (турнейского и башкирского ярусов), бобровская, родинская, пономаревская, могут быть получены компоненты зимних и арктических дизельных топлив с температурой застывания  – 58–60 °С.

Из большинства  нефтей области можно получить топочные мазуты марок 40, 100 и 200. Из родинской, пономаревской, султангуловской и байтуганской нефтей могут быть получены также флотские мазуты марок Ф-5 и Ф-12.

Суммарное потенциальное содержание базовых дисциллятных и остаточных масел с индексом вязкости 85 и выше составляет 12—27%. Поэтому самое низкое содержание базовых масел (12%)—в бобровской нефти угленосного горизонта и самое большое (27%)—в пономаревской и султангуловской нефтях. 

r20, кг/м3	Молекулярная масса	Вязкость, мм2/с		Температура застывания, оС		Температура вспышки  в закрытом тигле, оС	Давление насыщенных паров, мм рт. ст.		Парафин
		n20	n50	с обработкой	без обработки		при 38оС	при 50оС	содержание, %	Температура плавления, оС
850,4	239	14,29	6,32	-32	-10	<-35	280	341	4,5	50

Таблица 1. Физико-химическая характеристика пронькинской нефтесмеси

 

Продолжение таблицы

Содержание, %					Коксуемость, %	Зольность, %	Кислотное число, мг КОН  на 1 г нефти	Содержание, %		Выход фракций, масс. %
серы	азота	смол сернокислотных	смол силикагелевых	асфальтенов				нафтеновых кислот	фенолов	до 200оС	до 350оС
2,10	0,11	26	11,6	2,7	4,22	0,035	0,100	–	–	28,4	52,4

 

Таблица 2. Разгонка нефти по ГОСТ 2177-66

н.к., °С	Отгоняется ( в %) до температуры, оС
	120	140	150	160	180	200	220	240	250	280	300
53	14	18	20	22	26	30	34	38	40	46	50

 

Таблица 3. Элементный состав нефти

Содержание, % масс.
С	Н	О	S	N
84,83	12,82	0,14	2,10	0,11

 

 

 

 

Таблица 4. Потенциальное  содержание (масс. %) фракций в нефти

Отгоняется  до температуры, о С (газ до С4)	%	Отгоняется до температуры, о С	%	Отгоняется до температуры,  о С	%
28(газ до С4)	1,6	180	24,8	350	54,0
60	5,9	190	26,6	360	56,0
62	6,0	200	28,4	370	57,8
70	6,8	210	30,0	380	59,5
80	8,2	220	31,5	390	61,2
85	8,8	230	33,2	400	63,0
90	9,6	240	34,8	410	64,5
95	10,4	250	36,0	420	66,2
100	11,2	260	37,6	430	68,0
105	12,0	270	39,2	440	69,6
110	12,8	280	41,0	450	70,8
120	14,4	290	43,2	460	72,8
122	14,8	300	44,0	470	74,0
130	16,0	310	45,6	480	75,2
140	17,8	320	47,2	490	75,2
145	28,8	330	49,0	500	76,0
150	19,6	330	50,5	Остаток	24,0
160	21,5	340	52,4
170	23,2

 

 

 

 

 

 

Таблица 5. Характеристика фракций, выкипающих до 200°С

Температура отбора, оС	Выход (на нефть), %	Плотность r20, кг/м3	Фракционный состав, оС				Содержание  серы, %	Октановое число  без ТЭС	Кислотность, мг КОН на 100 мл фракции	Упругость насыщенных паров при 38оС, мм рт. ст.
			н.к.	10%	50%	90%
28-85	7,2	665,0	38	48	63	86	0,010	66,6	–	442
28-100	9,6	677,0	41	52	70	94	0,015	64,0	–	–
28-110	11,2	686,0	44	56	77	102	0,02	61,5	–	–
28-120	12,8	694,0	48	60	84	110	0,03	58,8	1,30	318
28-130	14,4	700,0	50	63	91	119	0,06	56,5	–	–
28-140	16,2	709,0	51	66	98	128	0,08	54,0	–	–
28-150	18,0	718,7	53	70	106	138	0,10	51,7	–	238
28-160	19,9	726,8	55	72	111	147	0,13	50,5	–	–
28-170	21,6	730,0	56	73	115	156	0,14	46,2	–	–
28-180	23,2	736,2	58	75	120	164	0,18	48,0	–	–
28-190	25,0	740,3	60	77	124	173	0,19	46,7	–	–
28-200	26,8	745,0	61	78	129	182	0,21	44,9	2,21	164