Исследование физико-химических свойств нефти месторождения Кумколь

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 38 страниц
В избранное:

Министерство Образования и Науки Республики Казахстан
Атырауский Институт Нефти и Газа

Факультет Индустриально-технологический

Расчетно-графическая работа

По дисциплине Химия и физика органических веществ
на тему
Исследование физико-химических свойств нефти месторождения Кумколь

Выполнил: студент гр. ХТОВ-18 ро
Серик Дана
Проверил: и.о.ст. преп. Карабасова Н.А.

Атырау 2020 г.
Содержание

Введение

Основная часть
1.1 Физико- химическая характеристика нефти месторождение Кумколь
1.2 Шифр нефти месторождения
1.3 Описание поточной схемы
1.4 Расчет материальных балансов, входящих в поточную схему
1.5 Сводный материальный баланс

Специальная часть
2.1 Способы лабораторной перегонки нефти и нефтепродуктов
2.2 Определение кинематической вязкости
2.3 Определение плотности пикнометром
2.4 Определение углеводородного состава нефтепродуктов
2.5 Определение содержания нафтеновых и метановых углеводородов
Заключение
Список использованной литературы
Графическая часть

Введение

Нефть и газ являются одной из основ казахстанской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. В силу конкурентных факторов Республика Казахстан на сегодняшний день не способна существенно увеличить долю готовых изделий и, прежде всего машинотехнических, в своем экспорте. Экспорт жидких углеводородов останется в ближайшем будущем основным источником внешнеторговых валютных поступлений и, следовательно, основным источником финансирования импорта. Импорт необходим не только для наполнения потребительского сектора экономики страны, но и для обеспечения развития промышленной и сельскохозяйственной базы за счет ввоза современных высокотехнологичных и эффективных инвестиционных товаров.
До перестройки нефть и газ были опорой советского руководства. Дешевые энергоносители обеспечивали оттяжку структурной перестройки энергоемкой промышленности СССР. Эта нефть и этот газ привязывали страны восточного блока. Валютные доходы от экспорта газа и нефти позволяли обеспечивать потребительский рынок импортными товарами.
С тех пор изменилось многое. Радикально перестраивается внутренняя структура государства. Разворачивается процесс реорганизации российского административного пространства. В то же время нефть и газ по-прежнему остаются важнейшими источниками дохода в валюте для всей страны.
Нефтегазовый комплекс за годы реформ значительны упрочил свои позиции в экономике страны. НГК возник и окреп, как и другие структурные подразделения в народном хозяйстве страны, еще в рамках СССР и единого народно-хозяйственного комплекса. После его развала нефтегазовый комплекс получил вполне самостоятельное значение. Что касается общего положения нефтегазового комплекса в российской экономике, то отрасль в гораздо меньшей степени затронул спад производства. Более того, за годы реформ сырьевые отрасли выдвинулись на ведущие позиции в народном хозяйстве страны. Высоки доходы в бюджет страны от акцизов на нефть и нефтепродукты.
Необходимо отметить также, что большинство отраслей перерабатывающей промышленности оказались убыточными вследствие избыточной энергоемкости, в несколько раз превышающей мировые стандарты, сформировавшиеся под влиянием топливно-энергетического кризиса 70х-80х годов. В этой ситуации упадка производства, неплатежей, социальной напряженности и безработицы относительно стабильный и экспортно-ориентированный нефтегазовый комплекс становится поистине жизненно важным элементом в структуре экономики нашей страны, той отраслью, которая способна стать опорой более высокотехнологичных и наукоемких современных производств. Однако до сих пор перерабатывающие отрасли страны находятся в глубоком кризисе.
Велика роль нефтегазового сектора и в политике. Регулирование поставок нефти в страны ближнего зарубежья является, по сути дела, важным аргументом в диалоге с новыми государствами.
Таким образом, нефтегазовая отрасль - это богатство страны. Энергодобывающая промышленность РК тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть и газ достаточно стабилен, хотя и подвержен кризисам и снижениям цен, что в казахстанских налоговых условиях даже может поставить экспортные операции на грань ликвидности. Поэтому в успешном развитии нашей нефтегазодобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира и в первую очередь мы сами.

1 Основная часть

1.1 Физико-химические характеристики нефти Кумколь

Исследование физико-химических свойств нефтей является необходимым этапом для выбора путей дальнейшей рациональной переработки нефти, а также для прогнозирования наличия и получения отдельных видов топлив, масел, а также углеводородов для нефтехимического синтеза.
Месторождение Кумколь расположено в южной части Торгайского прогиба, в 230 км к юго-западу от г.Жезказгана. Открыто в 1984 году.
Продуктивные горизонты установлены в средне-верхнеюрских и нижненеокомских отложениях. Все эти горизонты сложены слабосцементированными песчаниками и песками, открытая пористость которых достигает 30%,а проницаемость превышает 1000 мД.
Нефть сравнительно легкая(0.81-0.83 гм3),со значительным содержанием легких фракции и практическим отсутствием вредных примесей. Высокое содержание парафинов в нефти приводит к парафинизации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин.
Асфальтеносмолопарафиновые отложения содержат 6-10% парафина, 10-16% сммол,52-55% асфальтенов и 20-28% масел и механических примесей. Температура плавления этих отложении 82-85 градусов.
Кумкольские нефти малосернистые,парафинистые и легкозастывающие.
В данной статье приводятся результаты анализа нефти месторождения Кумколь (скважины № 3 и № 2). В таблице 1 приведена общая характеристика нефти месторождения Кумколь скважина №3 и № 2.

Таблица 1 - Общая характеристика нефти.

Показатели
Скважина № 3 ,горизонт
Скважина №2
Среднеюрский
горизонт

Неокомский
верхнеюрский
среднеюрский

1
2
3
4
5
Глубина перфорации 1078-1093 1205-1209 1290-1297 1311-1318
Плоткость 0.8215 0.8248 0.8348 0.8208
Вязкость при 20С 9.69 14.08 22.14 8.89
Темп-ра застывания 2 3.5 -10 5
Темп-ра вспышки 20 15 -4 0
СОДЕРЖАНИЕ %:
Парафина 14.78 13.2 16.52 12.7
Серы 0.37 0.43 0.38 0.41
Силикагелевых смол 8.2 6.33 6.67 7.46
Асфальтенов 1.52 2.34 0.35 0.3
Ванадия 0.58*0.0001 5*0.0001
Никеля 2.5*0.0001 3*0.0001 --- ---
Кокосуемость,% 2.8 1.5 1.52 1.2
Кислотность мг на грамм 0.0143 0.036 0.0132 0.024
Выход фракции,%:
До 200 градусов 30 23 22.5 23.8
До 300 градусов 50 40 48.8 49.4

Из таблицы видно, что бензиновые фракции нефти содержат в малом количестве серу; кислотность их невелика. Поэтому фракции н.к.-100 градусов,н.к.-120 градусов отвечают требованиям ГОСТ-а 1012-82 на авиационные бензины и ГОСТ-а 2084-82 на автобензины.
Состав углеводородов в бензиновых фракциях приведен в таблице № 2.

Таблица 2 - Характеристика бензиновых фракции (выкипающих до 200 градусов.)
Температура
отбора
Выход
%
Плотность
Фракционный состав,С,при
Кислотность
Мг КОН
На 100мл
Сера
%

10%
50%
90%
98%

Нефть из скважины №3
Н.к.-100 6.0 0.7047 45 65 86 99 102 0.54 0.03
Н.к.-120 8.5 0.7226 50 80 100 118 120 0.99 0.04
Н.к.-150 13.0 0.7312 60 95 120 142 152 1.40 0.08
Н.к.-180 18.5 0.7406 60 95 135 178 182 1.48 0.014
Н.к.-200 23.0 0.7469 62 95 144 195 200 1.55 0.018
Нефть из скважины № 21
Н.к.-75 2.0 0.6788 -- -- -- -- -- 0.425 ---
Н.к.-85 4.7 0.6917 40 45 60 83 86 0.54 0.005
Н.к.-120 13.2 0.7246 60 80 101 112 120 0.54 0.012
Н.к.-150 17.3 0.7381 70 85 110 146 152 0.83 0.012
Н.к.-180 21.7 0.7464 80 110 135 170 180 1.08 0.022
Н.к.-200 23.8 0.7492 -- -- -- --- --- 1.26 0.022

Групповой углеводородный состав бензиновых фракции из скважины №21 приведен в таблице №3.
Таблица 3 - Групповой углеводородный состав бензиновых фракции.

Температура
Отбора
В градусах
Выход на нефть %
плотность
n
Содержание углеводородов %

Аромати-
ческих
Нафте-
новых
парафиновых

всего
Нормаль-
ного
строения
Изострое-
ния
Нефть из скважины №21
Н.к.-62 1.15 0.6470 1.3790 -- 21.0 79.0 48.33 30.67
62-95 6.05 0.6687 1.3912 2.3 26.38 71.32 34.10 37.22
95-122 6.24 0.7288 1.4052 7.2 35.26 57.54 22.11 35.43
122-150 3.26 0.7528 1.4164 10.8 35.97 53.95 17.17 36.78
150-200 6.5 0.7713 1.4279 15.0 25.0 60.0 43.96 16.04
Нефть из скважины № 21 (1093-1078)
Н.к.-62 2.5 0.6953 1.3786 --- --- 78 46 32
62-95 4.0 0.6870 1.3886 2 21 77 33 44
95-122 3.0 0.7235 1.4046 4 29 67 33 34
122-150 11.0 0.7418 1.4146 5 25 70 35 65
150-200 9.5 0.7745 1.4306 12 4 84 --- ----

В таблице 4 показана Характеристика керосиновых дистиллятов, фракционный состав. Нефти скважины № 3 и № 21.

Таблица 4 - Характеристика керосиновых дистиллятов
Темп-ра
отбора
Выход
%
плотность
Фр. Состав
Вязкость
Температура
С
Е
Р
А %
А
Н
И т
Л о
И ч
Н к
О а
В
А
Я
В
Ы
С
О
Т
А

пламени

Н.к.

10

50

20

50
П
О
М
У
Т
Н
Е
Н
И
Я
З
А
С
Т
Ы
В
А
Н
И
Я
В
С
П
Ы
Ш
К
И

Нефть из скважины № 3 (1205-1209м)
150-280 20.5 0.7994 150 160 225 2.27 1.45 -23 -40.5 65 0.026 66 23.4
150-320 24 0.8032 150 162 245 2.52 1.57 -16.5 -37 76 0.037 68 22.7
150-280 21.2 0.8094 150 170 215 1.95 1.25 -32 -45 75 0.036 40 21.7
Нефть из скважины №21
150-320 28.3 0.8116 150 172 240 2.55 1.61 -20 -30 70 0.030 42 21.3

Потенциальное содержание базовых масел в нефти приведены в таблице 5.

Таблица 5

Темп-ра
отбора
Выход,%
плотность
Вязкость
Мм2с,при

ИВ

n

M
Темп-ра
застывания

Остаток
На нефть

50
град.
100 град.

Нефть из скважины №3
350-400 48.39 3.24 0.8493 4.56 1.95 128 1.4718 252 -5
400-450 53.59 6.87 0.8677 10.17 3.34 129 1.4807 320 -4
Выше 450 37.45 11.09 0.8733 55.25 13.45 138 1.4805 452 +1
Нефть из скважины №21
350-400 46.03 4.88 0.8488 4.65 1.99 125 1.4708 325 -8
400-450 43.03 3.79 0.8612 11.67 3.86 131 1.4770 355 -10
Выше 450 42.39 12.59 0.8763 69.26 14.33 129 1.4856 581 -13

Характеристика остатков нефти из скважины №21 приведены в таблице 6.
Таблица 6
Остаток
Выше
В градусах
Выход
На нефть
%
Плотность
Вязкость,мм2с при

М
Темп-ра
Сера
%
Кокосуемось %

50
Град.
80
Град.

застывания
вспышки

200 74.7 0.8649 13.85 6.19 344 15 130 0.54 1.60
280 60.0 0.8772 20.74 8.92 381 18 170 0.59 1.75
320 52.9 0.8861 41.34 14.16 418 22 175 0.67 2.0
350 49.1 0.8902 43.16 14.52 473 25 180 0.69 2.4
400 38.5 0.8978 55.17 20.37 540 30 200 0.74 3.0
450 29.7 0.9059 181.7 52.18 583 34 215 0.81 3.7

Групповой углеводородный состав высококипящих в остаточной фракции нефти из скважины №21 приведены в таблице 7.
Таблица 7

Темп-ра
Отбора
Парафино-
нафтеновые
углеводороды
%
Ароматические углеводороды,%
Промежу-
точные
фракции

I
группы
II и III
групп
IV
группы
Всего

200-250 91.4 1.3 6.7 ---- 8.0 0.6
250-300 86.2 3.2 8.8 ---- 12.0 0.8
300-350 80.6 6.6 11.7 ---- 18.3 1.1
350-400 81.12 1.90 16.6 ---- 18.5 0.38
400-450 75.41 6.82 12.33 4.65 23.8 0.79
Выше 450 59.72 7.85 15.45 14.3 37.6 2.67

По данным приведенных в таблицах можно констатировать, что нефть месторождения Кумколь сравнительно легкая(0.81-0.83 гм3),со значительным содержанием легких фракции и практическим отсутствием вредных примесей. Высокое содержание парафинов в нефти приводит к парафинизации подземного и наземного оборудования нефтяных скважин.
Асфальтеносмолопарафиновые отложения содержат 6-10% парафина, 10-16% смол,52-55% асфальтенов и 20-28% масел и механических примесей. Температура плавления этих отложении 82-85 градусов.
Кумкольские нефти малосернистые,парафинистые и легкозастывающие.

Шифр нефти месторождения Кумколь: 12213

1)По содержанию серы 0.11-0.52 1 класс малосернистые
2)По выходу светлых фракции 2 класс
3) По потенциальному содержанию базовых масел 2 класс
4)Индекс вязкости (ИВ) - 135 1 класс
5)По содержанию алканов, парафинов 10.8-11.5% 3 класс

1.2 Описание поточной схемы

Общепринято строить нефтеперерабатывающие заводы вблизи потребителей нефтепродуктов. Технико-экономиче - ские расчеты показали, что транспортировка нефти обходится де - шевле, чем перевозка готовых нефтепродуктов с заводов, располо - женных вблизи нефтепромыслов, к месту их потребления. Это в пер - вую очередь касается темных и твердых нефтепродуктов, которые можно перевозить только по железной дороге - самому дорогому виду транспорта.
Место строительства завода, его мощность, ассортимент и каче - ство продуктов, которые он будет вырабатывать, определяются за - данием на его проектирование. Задание составляется руководством Министерства на основе специального технико-экономического обо - снования. При выборе места для строительства нефтеперерабаты - вающего завода учитывается возможность обеспечения его водой, электроэнергией, транспортом, рабочей силой и пр. После утверждения проектного задания приступают к проекти - рованию завода.
Ни один из заводов не может вырабатывать все нефтепродукты и продукты нефтехимии, в которых нуждаются близлежащие рай - оны. Это невыгодно, так как современные установки и производства создаются большой мощности, что экономически более целесооб - разно. Поэтому в районы поставляют продукцию не только с имею - щихся в них заводов, но и с других предприятий.
Следовательно, нельзя создавать проект единого стандартного нефтеперерабаты - вающего завода, который можно было бы строить в любом районе страны.
Нефтеперерабатывающие заводы можно разделить на пять основных типов:
1) топливный с неглубокой переработкой нефти,
2) топливный с глубокой переработкой нефти;
3) топливно-нефтехимический с глубокой переработкой и производством нефтехими - ческой продукции;
4) топливно-масляный;
5) энергонефтехимический.
На заводах первых двух типов вырабатывают в основном раз - личные виды топлива. При неглубокой переработке нефти отбор то - почного мазута составляет 65-70% от количества нефти, а светлых нефтепродуктов не более 35%; при глубокой переработке соотноше - ние обратное. Для обеспечения производства наибольшего количе - ства светлых нефтепродуктов применяют такие процессы, как ката - литический крекинг, коксование и гидрокрекинг.
На заводах третьего типа - топливно-нефтехимических выраба - тывают не только продукцию в виде топлив, но и нефтехимические продукты. В качестве сырья используют продукты, в основном газы, получаемые при глубокой переработке нефти (завод второго типа), или фракции бензина и керосино-дизельные первичной перегонки для пиролиза с получением олефинов и ароматики.
На заводах четвертого типа - топливно-масляных - наряду с топливами вырабатывают различный ассортимент масел, парафина, битума и другой продукции масляного производства.
Заводы пятого типа - энергонефтехимические строят при ТЭЦ большой мощности (2400-4000 тыс. квт) или вблизи нее. На уста - новках для перегонки нефти отбирают фракции бензина и керосино-дизельные, а мазут - остаток от перегонки направляют на ТЭЦ в качестве топлива. Полученные фракции светлых нефтепродуктов (бензина и керосино-дизельные) используют в качестве сырья для пиролиза с получением олефинов, диенов и ароматики. На базе этих продуктов производят нефтехимические продукты.
Изучив характеристики нефти месторождения Кумколь, разработали вариант ее переработки. Поточная схема приведена в приложении А на самой последней странице работы .
На основе этих физико-химических характеристик нефти был разработан следующий вариант ее переработки.
Сырая нефть с промысла поступает на установку ЭЛОУ-АТ (электрообессоливающая и обезвоживающая установка и атмосферная трубчатка), где она обезвоживается, обессоливается, и разгоняется на фракции. Фракция н.к - 180˚ С - бензиновый дистиллят - отправляется на установку каталитического риформинга, где можно получить бытовые газы и высокооктановый бензин.
Керосиновая фракция, (фракция 180-240 ˚С) может использоваться как готовый продукт - осветительный керосин.
С установки ЭЛОУ-АТ получаем дизельную фракцию, выкипающую в пределах 240-350 ˚С. В качестве готовых нефтепродуктов можно получить летнее дизельное топливо, а также зимнее дизельное топливо, но с условием, что эту фракцию дополнительно подвергнут карбамидной депарафинизации дизельного топлива с получением дизтоплива и парафина.
Мазут фракция выше 350 ˚С выводится с установки ЭЛОУ-АТ и может использоваться как топочный мазут и т.д.
Теперь перейдем к расчетам материальных балансов на примере разработтанной нами поточной схеме.

1.3 Расчеты материальных балансов

На основании этого варианта переработки нефти Кумколь, были рассчитаны материальные балансы установок, входящих в поточную схему.

Таблица 8 - Материальный баланс ЭЛОУ

Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
1. Нефть сырая,
в т.ч. вода и соли
2. Свежая вода или конденсат

100,0
(0,2)
5,0

12млн
1996
49900,2

32 876.7123
5,5
136,7

1369863
229,2
5700
Итого
105,2
12 051896
33 018.32
1375792.2
Получено:
1. Обессоленная смесь
Соляной раствор

99,8
5,4

11952096
646707.6

32745.6
1772.4

1364 400
73850.4
Итого
105,2
12 051896
33 018.32
1375792.2

Назначение ЭЛОУ - удаление солей и воды из нефти перед подачей на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализатора, улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других продуктов.
Технологический режим:
Температура, [0]С
сырой нефти, поступающей на установку 10-30
нефти в горизонтальных электродегидраторах 120-140
Давление в горизонтальных электродегидраторах, кгссм[2] 12-14

Таблица 9 - Материальный баланс АВТ

Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
1. Обессоленная нефть

100,0

11 952 096

32745.6

1364 400

Итого
100,0
11 952 096
32745.6

1364 400

Получено:
1. н.к. - 180 ˚С
2. 180-240˚С
240-350 ˚С
4. 350

32
13
15
40

3824671.2
1553772
1792814.4
4 780 838.4

10479.6
4257.6
4912.8
13099.2

436650
177400.8
204 700.8
545800.8
Итого
100
11 952 096
32745.6

1364 400

Назначение установки - разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции.
Технологический режим:
Температура, [0]С
подогрева нефти перед колонной К-1 210-230
нагрева нефти в печи П-1 320-360
нагрева мазута в печи П-2 400-420
низа колонны К-1 210-240
низа колонны К-2 330-350
низа колонны К-4 160-200
низа колонны К-5 345-380
Давление избыточное, кгссм[2]
верха колонны К-1 3-4
верха колонны К-2 0,6-1
верха колонны К-4 7-11
Давление остаточное верха колонны К-5, мм.рт.ст. 40-60
Технологическая схема.

Таблица 10 - Материальный баланс ГО

Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
1. н.к. - 180 ˚С

100,0

3824671.2

10479.6

436650

Итого
100,0
3824671.2

10479.6

436650

Получено:
1. Углеводородный газ
2. Головка стабилизации
3. Катализат
4. ВСГ

7,4
4,5
82,3
5,8

283026
172111.2
3 147704.4
221832

776.4
471.6
8624.4
608.4

32350.8
19650
359 350.8
25350
Итого
100,0
3824671.2

10479.6

436650

Гидроочистка -- процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс нефтепереработки.
Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:
1. Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга);
2. Керосиновые фракции;
3. Дизельное топливо;
4. Вакуумный газойль;
5. Моторные масла.
Гидроочистка -- процесс селективного гидрирования содержащихся в моторных топливах (бензин, керосин, дизельное топливо), маслах и других нефтепродуктах органических сернистых, азотистых и кислородных соединений, которые, присоединяя водород, образуют соответственно сероводород, аммиак, воду и в таком виде удаляются из очищаемого продукта.
Процесс осуществляется под действием водорода на прямогонные нефтяные фракции и вторичные продукты их термокаталитической переработки в присутствии катализатора. Применяется с целью получения малосернистых бензинов, реактивных, дизельных и печных топлив, а также подготовки сырья для каталитического крекинга и риформинга, гидрокрекинга и др.
Процесс гидроочистки приобрёл очень большое значение в связи с вовлечением в переработку больших количеств сернистых и высокосернистых (более 1,9% серы) нефтей.
Гидроочистку ведут в присутствии катализатора, например алюмомолибдата кобальта, при 260-430 °С и давлении водородсодержащего газа 10-100 кгссм2.

Таблица 11- Материальный баланс Кат.Риформинг
Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
1. Бензин гидроочистки ДТ
Бензин ГК

100,0

46.68

0.12789

5.328
Итого
100,0
46.68
0.12789
5.328
Получено:
Углеводородный газ
Головка стабилизации
Катализат
Водосодержащий газ (водород)в том числе

13.2
4.5
76.9
5.4
(1)

6.24
2.04
35.88
2.52
0.46

0.0168
0.00558
0.09828
0.00684
0.00096

0.696
0.228
4.092
0.2868
0.04104
Итого
100,0
46.68
0.12789
5.328

Назначение установки каталитического риформинга - получение высокооктанового компонента автомобильных бензинов, ароматизированного концентрата для производства индивидуальных ароматических углеводородов и технического водорода в результате каталитических превращений бензиновых фракций первичного и вторичного происхождения.

Таблица 12 Гидрокрекинг

Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
Вакуумный дистиллят
водород

100,0
3,3

354.57
11.7

0.9714
0.032

40.47
1.33
Итого
103,3
366.27
1.0034
41.80
Получено:
Углеводородный газ
Сжиженный газ
Бензиновая фракция
Керосиновая фракция
Дизельная фракция
ВСГ на концентрирование
Тяжелый газойль
Сероводород+аммиак

0.9
4.6
19.1
35.8
33.9
2.7
0.9
2.1

3.29
16.84
69.9
131.12
124.16
9.88
3.29
7.69

0.009
0.046
0.191
0.359
0.34
0.027
0.009
0.021

0.37
1.92
7.97
14.968
14.17
1.127
0.375
0.887
Итого
103,3
366,27
1.0035
41.24

Таблица 13
Материальный баланс производство битумов
Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
1. Гудрон

100,0

342.624

0.938

39.112
Итого
100,0
342.624
0.938
39.112
Получено:
Битумы дорожные
Битум строительный
Отгон
Газы окисления

73.5
22.4
1.3
2.8

251.82864
76.7477
4.454
9.5934

0.689
0.2102
0.012
0.026

28.74
8.7611
0.508
1.09
Итого
100,0
342.624
0.9379
39.115

Таблица 14
Материальный баланс Карбам. Депарафинации
Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
1. Сырье фр. 180-350
Водосодержащий газ

100,0
0.28

287.1
0.80

0.786
0.00219

32.75
0.09125
Итого
100,28
287.91
0.78819
32.84125
Получено:
Жидкий парафин
Денормализат
Сухой газ

18.2
81.68
0.4

52.2
234.5
1.14

0.143
0.642
0.003

5.958
26.7
0.130
Итого
100,28
287.91
0.788
32.839

Таблица 15
Материальный баланс Существующей гидроочистки бензина
Наименование
Выход на установку, %
тгод
тсут
кгч
Взято:
Фр. Нк -180 С с АВТ
ВСГ (Н2)

100
0.3

12млн
3000

32 884

1370205
Итого
100.3
12млн 3000
32 884
1370205
Получено:
Н2S
Газы(С1 -С2)
Бензин гидроочищенный
Нк- 180С

1.2
1.5

97.6

144036
180045

11 714 928

394.512
493.08

32 087.64

16438
20545

1336985
Итого
100.3
1003000
32884
1370 205

Таблица 16
Материальный баланс Установки Клауса

Наименование
Выход на установку, %
Млн тгод
Млн тсут
Млн кгч
Взято:
Сероводород

100

11.29

0.03

1.288
Итого
100
11.29
0.03
1.288
Получено:
Сера
Потери(Вода)

93.3
6.7

10.53
0.76

0.028
0.002

1.202
0.086
Итого
100
11.29
0.03
1.288

Установка Клауса -- процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода. Источник сероводорода -- природные и промышленные газы. Природными источниками являются месторождения нефти и газа, вулканическая деятельность, разложение биомассы и т. д. Промышленные источники -- переработка нефти и газа (процессы гидроочистки и гидрокрекинга), металлургия и т. д.
Сероводород, получаемый с гидрогенизационных процессов переработки сернистых и высокосернистых нефтей, газоконденсатов и установок аминной очистки нефтяных и природных газов, обычно используют на НПЗ для производства элементной серы, иногда для производства серной кислоты.

Таблица 17 - Сводный баланс поточной схемы

Наименование
Выход, %
тгод
1
2
3
Поступило:
1. Нефть месторождения Кумколь

100,0

12млн
Итого
100,0
12 млн
Продолжение таблицы 10
1
2
3
Получено:
ВСГ
Жидкий парафин
Битум
Углеводородный газ
Керосин
Бензин
КТ
ДТ
С3-С4
S
Потери

1.4
2.86
34.12
1.9
13.13
6.02
0.33
35.47
1.69
1.05
2.041

168 000
343 200
4 094 400
228 000
1575 600
722400
39600
4 256 400
202 800
126000
244920
Итого
100,0
12 млн

Балансовые запасы нефти месторождения Кумколь составляют 280 млн тонн. Годовая добыча нефти 5.8 млн тонн, а газ извлекаемый в год составляет 15 млрд. кубических метров.
Из расчета материальных балансов установок, входящих в поточную схему следует, что при переработке нефти месторождения Кумколь производительностью 12000000 тгод можно получить следующие светлые нефтепродукты: бензина - 3 147 704.4 тгод, керосина 1553 773.2 тгод, дизельного топлива 1 618 008 тгод .

2 Специальная часть

2.1 Способы лабораторной перегонки нефти и нефтепродуктов

Дробная перегонка является одним из основных приемов исследования нефти и нефтепродуктов. При исследовании нефтей этот способ дает возможность судить о технической ценности нефти, а при исследовании нефтепродуктов (в частности, моторных топлив) - о степени применимости их в эксплуатационных условиях.
При исследовании химически однородных жидкостей совершенно безразлично, на каком аппарате их перегоняют, так как результаты перегонки определяются не конструкцией прибора, а строго определенной и постоянной температурой кипения перегоняемой жидкости.
Иначе обстоит дело при перегонке нефтей и производных нефти, представляющих собой сложную смесь различных углеводородов и других органических соединений. В этом случае конструкция аппарата существенным образом влияет на результаты перегонки.
Поэтому в нефтяной практике принято вместе с результатами перегонки отмечать конструкцию прибора, на котором они получены. Наиболее правильные результаты перегонки, т. е. более полную характеристику фракционного состава нефти или нефтепродукта, дают аппараты с максимально развитой ректификационной способностью. При техническом анализе нефтепродуктов не требуется тщательная фракционировка, но при исследовании сырых нефтей и всевозможных нефтяных фракций для определения содержания отдельных целевых продуктов, узких фракций и даже углеводородов такая фракционировка в большей или меньшей степени необходима. В последнее время в связи с тщательными исследованиями детализированного состава бензинов и керосинов были созданы аппараты, обладающие очень высокой ректифицирующей способностью.
Лабораторные приборы для перегонки нефтей и нефтепродуктов могут быть разделены на следующие группы:
1) приборы периодического действия без ректификации;
2) приборы непрерывного действия без ректификации;
3) приборы периодического действия с ректификацией.
К первой группе относятся всевозможные приборы для перегонки легких нефтепродуктов, а также колбы с дефлегматорами разных систем и без дефлегматоров, ко второй - лабораторные трубчатки для равновесного испарения, третью группу составляют колбы и кубики с ректификационными колоннами различных конструкций.
Перегонка при атмосферном давлении
1. Разгонка жидких топлив, растворителей и осветительных нефтепродуктов. В СНГ принят в качестве стандартного прибора для разгонки светлых нефтепродуктов и дизельных топлив. Этот прибор, представляющий собой видоизмененный аппарат Энглера-Уббелоде, принят с небольшими видоизменениями почти во всех странах в качестве стандартного, в котором стеклянный холодильник Либиха заменен металлическим. При необходимости на описываемом приборе можно производить также перегонку нефтей (но не свыше 310 - 320º) и всевозможных легких соляровых фракций (типа газойля и т. п.). Применять данный аппарат для перегонки высококипящих продуктов не рекомендуется, так как при этом обязательно будет происходить разложение.

Рисунок 1 - Стандартный прибор для разгонки бензинов, лигроинов, керосинов, реактивных и дизельных топлив.

В приборе имеются следующие части:
1. Стеклянная колба Энглера.
2. Железный кожух для колбы толщиной 0,5 мм, укрепленный на штативе и состоящий из двух частей: верхней (съемной) и нижней (неподвижной), прикрепленной к штативу. В съемной части кожуха сделан прорез для отводной трубки колбы, начиная от нижнего края кожуха. Длина прореза 120 +- 5 мм. К верхнему краю нижней части кожуха прикрепляется на трех винтах металлическое кольцо. Кольцо имеет винтовой зажим для крепления кожуха к металлическому штативу.
С боковой стороны кожуха прорезаны два круглых отверстия диаметром 15 - 20 мм для отвода продуктов горения. На выступающий внутрь диск металлического кольца кладут круглую асбестовую прокладку толщиной 3 - 5 мм и диаметром 100 мм. В асбестовой прокладке прорезано круглое отверстие диаметром 30 мм на случай разгонки бензина и лигроина или 50 мм на случай разгонки керосина, реактивных и легких дизельных топлив. При разгонке тяжелого дизельного топлива и топлива для тихоходных дизелей применяется прокладка с овальным отверстием 4050 мм.
3. Холодильник, изготовленный из цельнотянутой латунной трубки и впаянный в металлическую ванну, снабженную трубками для подачи и отвода воды.
4. Термометр на длинной ножке с делениями от 0 до 360º, с градуировкой при полном погружении через 1º. Показания термометра не требуют поправки на выступающий столбик ртути.
5. Мерный цилиндр на 100 мл, градуированный при 20º.
6. Горелка газовая или типа Бартеля с чувствительным регулятором регулировки нагрева или электрический нагреватель с реостатом. Электрический нагреватель может быть смонтирован в нижней части кожуха; в качестве нагревателя может быть использована также тигельная печь. Конструкция нагревателя или печи должна обеспечивать устойчивое положение на них асбестовой прокладки и верхней части кожуха.
Прежде чем приступить к разгонке, трубку холодильника протирают кусочком мягкой ткани на длинной проволоке для удаления следов жидкости, оставшейся от предыдущей разгонки.
При разгонке бензина ванну холодильника наполняют кусками льда и заливают водой так, чтобы вода покрыла трубку холодильника. Чтобы вода не выливалась из холодильника, надевают на нижнюю трубку, впаянную в днище, небольшой кусок каучуковой трубки с зажимом. В продолжение всей разгонки в ванне поддерживают температуру от 0 до +- 5º. При разгонке лигроина или керосина на отводные трубки холодильника надевают каучуковые трубки. Воду непрерывно подают через нижнюю трубку и сливают через верхнюю, причем температура отходящей воды не должна превышать 30º. При разгонке бензина в случае отсутствия льда при приемочном испытании разрешается пропускать воду через холодильник, действуя так же, как описано выше; при арбитраже это не допускается.
Затем сухим и чистым мерным цилиндром отмеривают 100 мл обезвоженного нефтепродукта, имеющего температуру 20 +- 3º, и переливают в промытую легким бензином и высушенную воздухом колбу Энглера так, чтобы жидкость не попала в отводную трубку колбы. Количество заливаемого продукта отсчитывают по нижнему мениску цилиндра, держа глаз на уровне поверхности жидкости. Охлаждение (или нагревание) испытуемого продукта до 20º обычно производят в плоскодонной колбе емкостью 250 - 300 мл, погруженной в водяную баню (температура воды 18 - 22º). Колбу закрывают хорошо пригнанной пробкой, через которую вставляют до дна термометр для замера температуры охлаждаемого (или нагреваемого) продукта.
В перегонную колбу с испытуемым продуктом вставляют на пробке термометр так, чтобы верхний край ртутного шарика приходился на уровне нижнего края отводной трубки колбы; после этого колбу устанавливают на асбестовую прокладку нижней половины кожуха. Вторично протирают трубку холодильника и затем соединяют пробкой отводную трубку колбы с холодильником так, чтобы отводная трубка входила в трубку холодильника на 25 - 40 мм и не касалась ее стенок, а колбу накрывают верхней съемной частью кожуха. Все пробочные соединения тщательно замазывают коллодием. Колба должна стоять на прокладке строго вертикально, термометр должен быть укреплен в колбе также вертикально. Мерный цилиндр, служащий для залива нефтепродукта в колбу, ставят, не высушивая, под конец трубки холодильника и закрывают куском ваты. Трубка холодильника должна входить в цилиндр не менее чем на 25 мм, но не ниже метки 100 мл.
При перегонке бензина цилиндр ставят в стакан с водой, налитый до высоты градуированной части цилиндра. Чтобы цилиндр не всплывал, на его ножку накладывают подковообразный груз. Вода в стакане в течение перегонки должна иметь температуру 20 +- 3º.
Собрав прибор, зажигают горелку и подставляют ее под колбу. Пламя регулируют таким образом, чтобы первая капля упала при разгонке бензина и лигроина не раньше, чем через 5 мин., и не позже, чем через 10 мин., при разгонке керосина, реактивного и легкого дизельного топлива не раньше, чем через 10 мин., и не позже, чем через 15 мин., и, наконец, при перегонки тяжелого дизельного топлива и топлива для тихоходных дизелей в течение 10 - 20 мин. Температуру, которую показывает термометр при падении в приемник первой капли, отмечают как начало кипения. После этого регулируют скорость перегонки так, чтобы в 1 сек. падало две капли (не менее 4 мл и не более 5 мл в 1 мин.).
После установления температуры начала перегонки измерительный цилиндр подвигают к концу трубки холодильника, чтобы дистиллят стекал по стенке цилиндра. При проверке скорости перегонки по количеству капель конец трубки холодильника должен находиться в центре цилиндра.
Начальную перегонку тяжелого дизельного топлива и топлива для тихоходных дизелей ведут так, чтобы скорость перегонки первых 8 - 10 мл была 2 - 3 мл в 1 мин. Далее перегонку ведут с обычной скоростью.
Соблюдение нужной скорости является самой ответственной частью работы; при несоблюдении ее полученные результаты будут неверными.
При перегонке топлива, полученного из парафинистых нефтей (имеющих температуру застывания выше -5º), скорость подачи воды в холодильник регулируют так, чтобы температура отходящей воды при перегонке до 250º была в пределах от 30 до 40º, а после 250º - в пределах от 60 до 75º.
При разгонке бензина и лигроина, когда уровень жидкости в цилиндре достигнет 90 мл, пламя горелки регулируют таким образом, чтобы до конца перегонки прошло не менее З мин, и не более 5 мин. При разгонке керосина, реактивных и легких дизельных топлив интенсивность нагрева не меняют, но отмечают время, прошедшее от момента отгона 95 мл до конца разгонки. Если это время превышает З мин., испытание бракуют и повторяют заново. По достижении в приемном цилиндре конечного объема жидкости, указанного в спецификации, отмечают соответствующую этому объему температуру и тушат горелку. Момент тушения горелки считают концом разгонки.
Фракционный состав нефтепродукта устанавливают следующими способами. Если в спецификации испытуемого нефтепродукта заданы объемные проценты выхода и требуется установить соответствующие им температуры, то по ходу перегонки делают отсчеты по термометру в те моменты, когда уровень жидкости в мерном цилиндре доходит до соответствующих делений. Если в спецификации испытуемого нефтепродукта заданы температуры и требуется установить соответствующие им выходы, то отмечают объемы собранного ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.