Поверочный расчет установки элоу-ат, производительностью 4

РЕФЕРАТ

Расчетно–пояснительная записка содержит	стр.	рис.	табл.

источников.





НЕФТЬ, ОТБЕНЗИНЕВАНИЕ, ДИСТИЛЛЯТ, КОЛОННА, РАСЧЕТ

   Сущностью проектирования является установка обезвоживания, обессоливания нефти и атмосферной перегонки нефти установленная на Ферганском НПЗ Узбекистан.

   Цель проекта – провести поверочный расчет установки ЭЛОУ-АТ, производительностью 4.000.000 тонн в год.

   В процессе проектирования произведен писательский поиск по теме: теоретические основы разделения нефти на фракции, применяемые агрегаты, свойства товарных нефтей Узбекистана. Патентная проработка по теме: первичная переработка нефти на глубину 10 лет (2008-2018 годы). Технико-технологические расчеты, выделяющие: расчет материальных балансов (3 блока);

 В экономическом расчете проекта была фиксирована производственная себестоимость 1 тонны калькулируемой продукции, которая соответствует

4098 руб./т.

ВВЕДЕНИЕ

          Установка первичной переработки нефти типа ЭЛОУ-АВТ, в схеме завода обозначенная как ЭЛОУ-АВТ-3, спроектирована институтом «Азгипронефтехим». Привязка установки к заводским объектам выполнена этой же организацией.

     Установка предназначена для удаления воды и солей из нефти, разделения нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции

В эксплуатацию введена в сентябре 1965 года.

     2.2 Установка ЭЛОУ-АВТ-3 состоит из следующих технологических узлов и групп аппаратов:

а) трубчатые подогреватели;

б) группа ректификационных колонн;

в) конденсаторы-холодильники погружного типа;

г) холодильники и конденсаторы воздушного охлаждения;

д) теплообменники;

е) технологические насосы;

     ж) очистные отделения с электроочисткой и узел приготовления реагентов;

з) блок ЭЛОУ, электродегидраторы и отстойник; и) блок защиты от коррозии.

     2.3 Процесс переработки нефти на установке ЭЛОУ-АВТ-3 делится на две основные технологические линии:

      - подготовка сырья (сырой нефти) к переработке, включающая ее обессоливание и обезвоживание на блоке ЭЛОУ;

      - переработка обессоленной нефти на блоке АВТ, то есть ректификация под атмосферным давлением с целью получения светлых нефтепродуктов и ректификация мазута под вакуумом с целью получения масляных дистиллятов
и гудрона.

     В период 2001 - 2002 гг. произведена реконструкция вакуумного блока установки по проекту Японской компании «Тойо Инжиниринг Корпорейшн»

с целью улучшения фракционирования, повышения качества нефтепродуктов.

2 АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

2.1 Направления нефтеперерабатывающей политики компании

     Сырьем для производства товаров служит смесь узбекских, казахских нефтей.

В предприятии имеется шесть основных производств:

- производство моторных топлив;

- производство смазочных масел и нефтебитумов;

- производство каталитического крекинга;

- товарно-сырьевое производство;

- производство по обслуживанию технологических установок;

     На Ферганском НПЗ разработаны, внедрены и успешно функционируют три международные системы управления:

1. Система менеджмента качества -СМК, согласно требований стандарта ISO 9001:2008 СМК сертифицирована 2006 году, дважды ресертифицирована в
2009г. и 2012г.

2. Система экологического менеджмента (СЭМ) согласно требований стандарта ISO 14001:2004

3. Система охраны здоровья и обеспечения безопасности труда (СОЗ и ОБТ)

согласно требований стандарта OHSAS 18001:2007

Эти две системы объединены в Интегрированную систему менеджмента-ИСМ. ИСМ сертифицирована в 2008 году, ре-сертифицирована в 2012г.

Базовыми видами вырабатываемых нефтепродуктов можно назвать:


Нефтяной растворитель "Нефрас" (С4 - 130 / 210)

Получают в процессе ректификации на установках первичной

переработки нефти.

Предназначен для лакокрасочной, олифоварочной и других областей промышленности

Керосин технический КТ

Получают из дистиллятов прямой перегонки нефти.

Предназначен для производственно-технических целей.

Керосин осветительный КО

Получают из дистиллятов прямой перегонки нефти. Предназначен для использования в бытовых нагревательных и осветительных приборах (керосиновых лампах, керосинках, керогазах и примусах).



Бензин автомобильный Аи-80

Предназначен для применения в поршневых двигателях внутреннего сгорания с принудительным воспламенением от искры. Применяется в качестве топлива автомобильных и мотоциклетных двигателей, а также для двигателей другого назначения.

Бензин автомобильный Аи-91

Предназначен для применения в поршневых двигателях внутреннего сгорания с принудительным воспламенением от искры. Применяется в качестве топлива автомобильных и мотоциклетных двигателей, а также для двигателей другого назначения.

Бензин автомобильный Аи-92

Предназначен для применения в поршневых двигателях внутреннего сгорания с принудительным воспламенением от искры.

Топливо для карбюраторных автомобильных двигателей, а также для двигателей другого назначения.

Обладает высокими антидетонационными свойствами.

Бензин авиацонный Б-92

Предназначен для применения в поршневых авиационных двигателях (самолеты АН-2 и вертолеты К-26).

Обладает высокими антидетонационными свойствами.

Бензин экстракционный прямогонный

Условное обозначение: нефтяной растворитель Нефрас - С3 - 70/95.

Предназначен для экстракции пищевых жиров в закрытых аппаратах.


Топлива:

Топливо нефтяное Мазут

Изготавливают из остатков переработки нефти.

Используется в качестве топлива в транспортных, стационарных котельных и технологических установках.

В зависимости от состава выпускается две марки мазута: топочный марки 40 (условная вязкость при 80°С 8 градусов ВУ, температура застывания +10°С)

топочный марки 100 (условная вязкость при 80°С 16 градусов ВУ, температура застывания +25°С)

Топливо печное бытовое ТПБ

Предназначено для коммунально-бытовых нужд, нужд совхозов, колхозов и других предприятий сельского хозяйства, а также для снабжения населения.

Топливо котельное

Предназначено для коммунально-бытовых нужд, а также для сжигания в теплогенераторах средней мощности, используемых в сельском хозяйстве.

Топливо дизельное ТДБ-Л

Применяется в качестве топлива для быстроходных дизельных и

газотурбинных двигателей и судовой техники.

Получают из продуктов переработки нефти.

Л - летнее топливо, для эксплуатации при температуре окружающего воздуха 0оС и выше.

Л-0,5-40 - топливо летнее с массовой долей серы не более 0,5% и температурой вспышки 40оС.

Топливо дизельное ТДБ-У

Применяется в качестве топлива для быстроходных дизельных и газотурбинных двигателей и судовой техники. Получают из продуктов переработки нефти.

Топливо для реактивных двигателей ТС-1 Топливо для реактивных двигателей.

Масла:


Масло моторное универсальное

Масло моторное универсальное М-8ДМ Масло моторное универсальное М-10ДМ Масло моторное универсальное М-14ДМ Масло гидравлическое МГ-8А

Масло моторное для автотракторных дизелей М-10В2 Масло моторное для автотракторных дизелей М-10Г2к Масло моторное М-20А

Масло моторное дизельное M-14B2 (SAE 40 СВ) Масло моторное дизельное М-14Г2к (SAE 40 СС) Масло моторное ФЕРГАНОЛ М-63 / 14Г

Масло трансмиссионное ФЕРГАНОЛ SAE-140 GL-2

Масло для прокатных станов из сернистых нефтей ПС-28

Масло турбинное ТП-22С

Масло турбинное ТП-30

Масла индустриальные ФЕРГАНОЛ И-8А, И-12А, И-20А, И-30А, И-

40А, И-50А

Масло трансформаторное селективной очистки

Масло компрессорное КП-8С

Масло АУ базовое (МГ-22А)

Масло АУ веретенное (МГ-22Б)

Масло для ПЖТ прокатных станов И-460ПВ


Битумы:



Битум нефтяной строительный БН 70/30; БН 90/10

ГОСТ 6617-76

Для строительных работ (гидроизоляция фундаментов зданий и т.д.) в различных отраслях народного хозяйства.

Битум нефтяной дорожный вязкий БН 60/90; БНД 60/90; БНД 40/60;

БНД 90/130

Применяется в качестве вяжущего материала при строительстве и ремонте дорожных и аэродромных покрытий.

Битум нефтяной пропиточный Применяется для пропитки кровельных материалов.

Кокс нефтяной сернистый замедленного коксования Получают при коксовании остаточных продуктов переработки нефтей на установке замедленного коксования. Размер кусков 8-250 мм. Применяется в качестве компонента шихты для производства анодной массы и обожженных анодов.

Кокс нефтяной высокосернистый замедленного коксования Получают в процессе замедленного коксования остаточных продуктов переработки нефти.

Применяется при производстве анодной массы и обожженных анодов.

     Выход светлых нефтепродуктов на НПЗ составляет - 48.8%, доля высокооктановых бензинов в общем выпуске автобензинов с 2012 года повысилась до 90%, доля экологически чистого дизельного топлива в его общем выпуске – 82.9%, а конфигурационный индекс завода – 6.8, глубина переработки – 60,9.




2.1 Теоретические основы процессов перегонки нефти

     С основными закономерностями процессов физической переработки нефти и газов, в частности перегонки и ректификации, студенты ознакомились в курсе "Процессы и аппараты нефтепереработки". В этой связи ниже будут изложены лишь обобщающие сведения по теоретическим основам процессов, получивших в нефтепереработке наименование первичной (прямой) перегонки (переработки), подразумевая, что продукты этих головных на НПЗ процессов будут подвергаться далее вторичной переработке с получением товарных нефтепродуктов или их компонентов.
Перегонка (фракционирование) -- это процесс физического разделения нефти

и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.




Перегонка с ректификацией -- наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах -- ректификационных колоннах -- путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен, обусловленные стремлением системы к

состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты

перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается

низкокипящими, а жидкость -- высококипящими компонентами. При

достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного

устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут

достичь состояния равновесия, т.е. температуры потоков станут

одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия.

Такой контакт жидкости и пара, завершающийся достижением фазового

равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической

тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса

(температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и

др.), можно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования

нефтяных смесей. Место ввода в ректификационную колонну нагретого

перегоняемого сырья называют питательной секцией (зоной), где

осуществляется однократное испарение. Часть колонны, расположенная

выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и

называется концентрационной (укрепляющей), а другая -- нижняя часть, в

которой осуществляется ректификация жидкого потока, -- отгонной, или

исчерпывающей, секцией.





2.2 Технологии аппараты для разделения товарных нефтей на фракции

     Процесс переработки нефти и газового конденсата на установке ЭЛОУ-АВТ осуществляется последовательно в два основных этапа:

- подготовка сырья (сырой нефти) к переработке на блоке ЭЛОУ;

 - переработка обессоленной нефти на блоке АТ, то есть ректификация под атмосферным давлением с целью получения светлых нефтепродуктов и ректификация мазута под вакуумом с целью получения масляных дистиллятов и гудрона.

     Процесс обессоливания и обезвоживания сырой нефти на блоке ЭЛОУ включает удаление солей и эмульсированной воды для последующей переработки нефти.

Весь процесс обессоливания и обезвоживания содержит в себе несколько способов разрушения гидрофобной (вода в нефти) эмульсии и удаления солей:

а) термический - осуществляется, нагрев сырой нефти за счет регенерации

тепла отходящих продуктов блока АВТ в теплообменниках;

б) химический - подача деэмульгатора для разрушения гидрофобной

эмульсии;

в) промывка водой - вымывание солей свежей водой с последующим ее

удалением;

г) естественный отстой - происходит за счет прохождения нефти через

аппараты большой емкости;

д) электрический - за счет переменного электрического поля большого напряжения.

     Переработка обессоленной нефти на блоке АВТ основана на процессе перегонки и ректификации под атмосферным давлением и под вакуумом. При понижении давления снижается температура кипения и повышается относительная летучесть компонентов.

Процесс ректификации - это тепло и массообменный процесс разделения бинарных или многокомпонентных паровых, а также жидких смесей на практически чистые компоненты или их смеси (фракции), обогащенные легколетучими или тяжелолетучими компонентами.

Процесс осуществляется в аппаратах колонного типа путем многократного контактирования неравновесных потоков пара и жидкости: это нисходящий поток жидкости, образованный жидкостным орошением, и восходящий поток паров.

Неравновесные потоки пара и жидкости имеют разные составы и температуры: пар имеет более высокую температуру и более богат тяжелыми

(высококипящими) компонентами, чем жидкостной поток, стекающий сверху.

Парожидкостная система стремится к достижению равновесного состояния. При взаимодействии этих неравновесных потоков на специальных устройствах колонн, именуемых тарелками, происходит тепло - и массообмен: пар обогащается легколетучими компонентами, а жидкость – тяжелолетучими за счет взаимного перераспределения компонентов между фазами.

Движущая сила ректификации – разность между фактическими и равновесными концентрациями компонентов в паровой фазе, отвечающими данному составу жидкой фазы.

2.2.1 Электрообессоливание

      В нефти, поступающей на установку, содержатся пластовая вода до 1 % масс. и солей до 1800 мг / л (макс). Содержащаяся в нефти вода с растворенными в ней солями, преимущественно хлоридами, является не только не нужной примесью ещё и вызывает сильную коррозию оборудования и ухудшает качество газотурбинных и котельных топлив.

     Растворенные в воде и находящиеся в нефти соли ведут себя по-разному. Хлористый натрий почти не гидролизуется, хлориды кальция и магния гидролизуются с образованием хлористого водорода даже при низкой температуре.

Гидролиз хлоридов идет согласно уравнениям:

MgCl2+H2O=Mg(OH)Cl+HCl

(1.1)

Mg(OH)Cl+H2O=Mg(OH)2+HCl

(1.2)

     Особенно сильно подвергается хлористоводородной коррозии конденсационно-холодильная аппаратура.

     Для удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию. С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой, а затем образовавшаяся эмульсия вода в нефти разрушается и расслаивается в электрическом поле электродегидраторов.

    Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсий достигается при подогреве нефти с применением эффективных реагентов- деэмульгаторов в нейтральной или слабощелочной среде.

    Обезвоженная и обессоленная нефть поступает на атмосферную перегонку.

    Электродегидратор с установленным над ним сепаратором. Как видно из изложенного, в описываемой конструкции использован новый способ электрообезвоживания и электрообессоливания нефтяных эмульсий с промывкой их непосредственно в межэлектродном пространстве. Данный способ позволяет осуществлять подготовку нефти до высоких кондиций в одну ступень. Для обработки, добываемой на нефтепромыслах эмульсионной нефти следует применять термохимическое обезвоживание под давлением и электро-обессоливание токами промышленной частоты. Это снижение было достигнуто за счет широкого внедрения схем прямой подачи подогретой нефти с установок электрообессоливания на АТ и других технических мероприятий. В то же время отмечается значительный расход топлива на выработку и потребление электроэнергии. Такое увеличение в этот период вызвано массовым переходом насосного оборудования с парового на электрический привод. В работе ЭЛОУ рассмотрен комплекс

комбинированной установки, состоящий из блоков (секций) электрообессоливания, первичной переработки нефти мощностью 3.6 млн. т. в год, предварительной очистки и риформинга бензина, гидроочистки

дизельного топлива, гидроочистки керосиновых дистиллятов, газофракционирования. Освобождение нефти от воды и солей может производиться различными методами; наибольшее распространение в последнее время получил метод электрообессоливания. При электро-обессоливании сырая нефть смешивается с промывной водой, и полученная эмульсия поступает в дегидратор, где под воздействием электрического поля происходит укрупнение капелек воды. Обезвоженная и обессоленная нефть направляется на переработку, а выделившаяся в дегидраторах вода опускается

в канализацию. Освобождение нефти от воды и солей может производиться различными методами; наибольшее распространение в последнее время получил метод электрообессоливания. Процессы, положенные в основу подготовки сырой нефти связаны с проведением процессов отстоя,

химической или термохимической очистки и электрообессоливания. На заводах, где обессоливание и обезвоживание нефти проходят в две ступени – термообессоливание с применением НЧК, а затем электрообессоливание, сбрасываемая в общую промышленную канализацию вода, содержащая нейтрализованный черный контакт (НЧК), вызывает дополнительное образование эмульсий в канализационной системе.

     Поперечный разрез типового горизонтального электродегидратора марки ЭГ приведен на рисунке 1.1

































1-штуцер ввода сырья, 2- нижний распылитель сырья, 3- нижний электрод, 3-верхний электрод, 4-верхний сборник обессоленной нефти, 5- верхний сборник обессоленной нефти, 6- штуцер вывода обессоленной нефти, 7-штуцер проходного изолятора, 8- подвесной изолятор, 9- дренажный коллектор, 10- штуцер вывода соленой воды.

Рисунок 1.1- Поперечный разрез типового горизонтального электродегидратора марки ЭГ

     Механические примеси частично удаляются из нефти при отстаивании нефти в сырьевых резервуарах, а удаление солей и воды производится путем электрообессоливания. Учитывая явное преимущество комбинирования установок ЭЛОУ и АТ, на некоторых нефтеперерабатывающих заводах была создана технологическая и энергетическая связь между установками электрообессоливания и АТ. На комбинированной установке при жестком соединении системы к работе блока ЭЛОУ предъявляют весьма серьезные

требования. При нарушении в блоке ЭЛОУ на атмосферную часть установки может начать поступать нефть с содержанием воды и солей больше, чем предусматривается нормами. Поэтому в последующих проектах этих установок в случае некачественного обессоливания предусмотрен вывод сырой нефти с установки после дегидраторов. В некоторых промысловых электродегидраторах, на малообводненном сырье (0,5%), а также в заводских аппаратах, работающих на последней ступени электрообессоливания без подачи воды в сырье перед этой ступенью, напряжение является выпрямленным.

2.2.2 Атмосферная перегонка

    Нефть представляет собой сложную смесь взаимно растворимых органических веществ, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Разделение нефти на фракции производится по пределам кипения.

Первая- отбензинивающая колонна служит для выделения из нефти газа

и наиболее легких бензиновых фракции. Вторая- является основной ректификационной атмосферной колонной. В результате предварительного выделения из нефти бензиновых компонентов в первой колонне, в змеевиках печи для нагрева из частичного испарения отбензиненной нефти не создается высокое давление.

   В атмосферной колонне, кроме верхнего и нижнего продуктов (бензина и мазута), отбираются четыре боковых погона- фракции. Типовая схема работы основной ректификационной колонны установок АТ приведен на рисунке 1.2.



































1-отбензинивающая колонна; 2-атмосферная колонна; 3-отпарные колонны; 4-трубчатая печь; 5-циркуляионное орошение; I - нефть с ЭЛОУ; II - легкий бензин, н.к.-85С; III - тяжелый бензин, 85-120С; IV - фракция 120-240С; V - фракция 240-350С; VII - мазут; VIII - газ; IX - водяной пар

     Каждый боковой погон направляется в свою отпарную колонну, где происходит отпарка легких фракции. Таким образом, атмосферная колонна фактически представляет собой несколько простых колонн, объединенных в одну. концентрационные части этих колонн расположены в одном корпусе, а отгонные части оформлены в самостоятельные отпарные колонны. Разные секции сложной колонны имеют различные паровые и жидкостные нагрузки и флегмовые числа. На верх сложной колонны подается острое орошение, по всей высоте сложной ректификационной колонны создается три самостоятельных циркуляционных орошения. Это позволяет улучшить энергетические показатели процесса за счет использования тепла этих потоков. При перегонке нефти в результате разложения сернистых соединении

образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной сильной коррозии аппаратуры. В присутствии воды и при повышенных температурах сероводород реагирует с металлом аппаратов, образуя сернистое железо.

Fe+H2S = FeS + H2
(1.3)

   Покрывающая поверхность металла защитная пленка из сернистого железа предохраняет металл от дальнейшей коррозии, но при наличии хлористого водорода защитная пленка разрушается, так как сернистое железо вступает в реакцию:

FeS+HCl=FeCl2 + H2S
(1.4)

   Хлористое железо переходит в водный раствор, а освободившийся сероводород вновь реагирует с железом.

   Таким образом, недостаточно подготовленная нефть при ее переработке вызывает:

  - коррозию аппаратуры, насосов, турбопроводов из-за гидролиза хлорида и образования соляной кислоты;

  - повышение давления в аппаратах и уменьшение четкости ректификации в колоннах;

  -повышение зольности остатков перегонки из-за накопления в них солей и механических примесей;

- засоление змеевиков печи и теплообменников солями и накипью.

  Для подавления хлористоводородной коррозии осуществляется химико-технологическая защита аппаратов, предусматривающая:

- подачу 2%-го содо-щелочного раствора в обессоленную нефть;

- подачу нейтрализатора «Геркулес-54505» в шлемовые линии колонн К-1 и

К-2;

  - подачу ингибитора коррозии «Геркулес-30617» в шлемовую линию колонны К-2.

  Защитное действие ингибитора основано на его способности создавать на поверхности металла ингибиторную пленку, экранирующую металл от воздействия коррозионно-агрессивных компонентов. Ингибитор применяется совместно с нейтрализатором,так как в растворах с рН менее 5,0 защитное действие ингибитора резко ухудшается.

   Подачу нейтрализатора «Геркулес-54505» регулирует таким образом, чтобы РН дренажных вод рефлюксных емкостей находился в пределах 6,5-8,0.

Аммиачная вода взаимодействует с сероводородом по реакции:

H2S+2NH4OH=(NH4)2S+2H2O

(1.5)

   Сульфид аммония выводится с дренажной водой из рефлюксных емкостей колонн.

2.2.3 Основные технологические решения

    Для удаления легких компонентов из нефтяного сырья и дистиллятов используется перегретый водяной пар или кипятильники, обогреваемые более нагретым нефтепродуктом, чем отводимый дистиллят. Расход водяного пара составляет: в атмосферную колонну 1,5-2,0% (масс.) на нефть.

   В своих технологических схемах также использует работу основной ректификационной колонны при пониженных давлениях. Пониженное давление создается гидроциркуляционной вакуумсоздающей системой, что позволяет по отношению к традиционной схеме:

   - уменьшить эксплуатационные расходы за счет: получения устойчивого давления, исключения стоков с установки загрязненного водного конденсата,

сокращения потребления водяного пара;

   - увеличить глубину отбора дистиллятных фракций и улучшить качество получаемых продуктов, т.к. за счет понижения давления увеличивается количество отбираемого дизельного топлива;

   - снизить энергоемкость установки за счет снижения потребления топлива для нагрева сырья ректификационных колонн;

   - не подавать водяной пар в ректификационные колонны для снижения парциального давления нефтепродуктов;

   - снизить затраты на очистку стоков на очистных сооружениях предприятия.

В ректификационных  секциях  установок  атмосферной  ректификации

применяется промежуточное циркуляционное орошение, которое располагается наверху секции (непосредственно под тарелкой вывода бокового продукта) Отводят циркулирующую флегму двумя тарелками ниже

(не более). При применении промежуточного циркуляционного орошения рационально использовать избыточное тепло колонны для подогрева нефти, при этом выравниваются нагрузки по высоте колонны. При работе ректификации схема оптимизируется с обеспечением снятия 40% тепла острым (верхним) орошением колонны и двумя промежуточными –около 30% каждым.

   В качестве холодильников и конденсаторов – холодильников широко применяют аппараты воздушного охлаждения (АВО). Использование АВО приводит к уменьшению расхода воды, первоначальных затрат на сооружение объектов водоснабжения, канализации, очистных сооружений и снижению эксплуатационных расходов.

2.3 Характеристика нефти Узбекистана

     Проблема классификации нефтей Узбекских (далее местных) месторождений с позиции учета их текучести возникла в связи со сложностями транспортировки высоковязких нефтесмесей, получаемых в установке подготовки нефти (УПН).

     Известно, что текучесть нефти (?н) можно характеризовать через её динамическую вязкость (?н) по следующей зависимости:
?н =
1
(1)
н

     Поэтому, для характеристики текучести нефти или нефтепродуктов чаще используют их вязкостные показатели.

Нами изучены физико-химические показатели нефтей, поступающих

в ЦП и ОНП УДП «Мубарекнефтегаз». Результаты анализов представлены в табл.1.
Из табл.1 видно, что нефти месторождений Шурчи и Джаркак имеют

высокие плотности и вязкости, чем нефти, месторождений Кокдумалак и Зеварда. Так, например, кинематические вязкости нефтей месторождений Кокдумалак и Зеварда при 200С равны 14,1 и 14,3 мм2/с, соответственно, а месторождений Шурчи и Джаркак при этих же условиях равны 16,2 и 15,9 мм2/с, соответственно. Такая же примерно картина повторяется и при 500С, что ещё раз подтверждает необходимость изучения состава и свойств местных нефтей, которые проясняют причины такого изменения.

Таблица 1

Физико-химические показатели нефтей, поступающих в ЦП и ОНП УДП «Мубаракнефтегаз»


Плот-
Вязкость
Кислотн
Зольно
Темпера
Температ

Месторож

кинемати-
ость, мг
сть,
-тура
ура


ность






дение

ческая,
КОН/
%
застыва-
начала


при 20






нефти

мм2/с
100 г

ния, 0С
перегонк


оС,













и,


кг/м3














0С










Кокдумала
864
14,1
5,3
2,5
0,005
-6
65

к

















Зеварда
869
14,3
5,6
2,6
0,007
-5
66

Шурчи
878
16,2
6,0
2,9
0,009
+6
68

Джаркак
873
15,9
5,8
2,8
0,009
+5
67


     В табл. 2 представлены результаты анализов состава местных нефтей, поступающих в ЦП и ОНП УДП «Мубарекнефтегаз».

Таблица 2
Состав основных компонентов нефтей, поступающих в ЦП и ОНП УДП

«Мубаракнефтегаз»
Месторождени


Содержание, % масс.


















Хлористы


е
Парафин
Смол

Асфальтено
Сер

Вод







х


нефти
а
ы

в
ы

ы







солей











Кокдумалак
3,7
4,55

2,85
2,12
470
0,38

Зеварда
4,1
3,42

3,16
3,10
481
0,45










Шурчи
7,4
8,54

5,47
5,35
369
0,46










Джаркак
6,3
7,23

5,92
6,14
385
0,49












     Из табл.2 видно, что в нефтях месторождений Шурчи и Джаркак содержание парафина больше на 3-3,5%, чем в нефтях месторождений Кокдумалак и Зеварда. Также в первых содержится больше на 3,5-4% силикагелевых смол, чем в нефтях месторождений Кокдумалак и Зеварда. Такая же примерно картина наблюдается и по содержанию асфальтенов и серы.

     Следовательно, при транспортировке таких сильно различающихся по своим составам нефтей смешивать не целесообразно. Согласно предлагаемой

классификации: - к лёгким следует относить нефти с плотностью от 830 до 870 кг/м3, содержащие в своем составе не более 5% парафина;
- к парафинистым следует относить нефти, содержащие в своем составе более

5% парафина и имеющие температуру застывания от +5 до +350С;

-к высоковязким следует относить нефти с плотностью выше 870 кг/м3. Такая условная классификация нефтей позволяет специалисту принять

правильное решение при их смешивании, транспортировке и переработке. По данной классификации нефти известных местных месторождений

группируются в следующие:

-легкие нефти, получаемые из месторождений Кокдумалак, Зеварда и Северный Сох;

- парафинистые  нефти,  получаемые  из  месторождений  Шурчи,  Джаркак,

Южный Аламышик, Андижан, Амударья, Коштар, Варык и Ханкыз;

-высоковязкие нефти, получаемые из месторождений Северный Уртабулак, Крук, Ляльмикар, Кокайты и Миршади.

     На основе такой классификации местных нефтей можно рационально организовать их смешивание, транспортировку и переработку, что позволяет снизить материальные и энергетические затраты.

     Следовательно, предлагаемая классификация местных нефтей с позицией учета их текучести позволяет научно- обосновать рациональные режимы их транспортировки и переработки.

     На современном этапе развития нефтеперерабатывающей отрасли основные внимания уделяются стабильному обеспечению предприятий качественным сырьем и необходимыми для его переработки реагентами, считая их приоритетными задачами.

В этом аспекте нефти могут закупаться из-за рубежа и перерабатываться

в смеси с высоковязкими и высокосернистыми местными нефтями.

     Сегодня, в Узбекистане нефти импортируются из Казахстана и России. Причем, их составы и свойства сильно отличаются от местных нефтей, поступающих на промышленную переработку.

     Поэтому, стоит задача компьютерного прогнозирования показателей качества возможно создаваемых нефтесмесей, транспортируемых по трубопроводу. Нами разработан алгоритм прогнозирования показателей качества нефтесмесей на ЭВМ, который представлен на рис. 1.

        Научно-методологическую основу прогнозирования показателей качества нефтесмесей разрабатываем при условии аддитивности вкладов локальных показателей индивидуальных нефтей.

     Метод математического моделирования с высокой точностью позволяет прогнозировать качественные показатели нефтесмесей на ЭВМ.

     При этом, исходными данными для расчета являются: плотность, вязкость, содержание серы, хлористых солей и температура выкипения 50%-ных фракций, смешиваемых нефтей.

     Данный алгоритм прогнозирования показателей качества нефтесмесей на ЭВМ при расчете чистых компонентов выполняется при условии: а0+а1х1+а2х21=0 при х1=0 и х1=1. Отсюда а0=0 и а2 =-а1.

     При многокомпонентных смесях уравнение представляет собой квадратичную формулу по хi.


2.4 Способы добычи нефтей

Методы добычи нефтей зависит от значения давления в пласте и метода его поддержания. Можно выделить три метода:

     Первичный — нефть фонтанирует из месторождения за счет высочайшего давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 10-20%;

     Вторичный — когда давление в скважине уменьшается и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%;

     Третичный — повышение добычи нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 — 60%.

2.4.1 Классификация способов добычи

     По методу физического влияния на жидкое нефтяное тело сегодня есть только два основных способа добычи: фонтанный и механизированный.

     В свой черёд, к механизированному можно причислить газлифтный и насосный методы подъёма.

Если нефть из глубины Земли продавливается на землю только под влиянием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи является фонтанным. Но постоянно наступает миг, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда поднятие осуществляют с применением дополнительного энергетического агрегата. Такой путь добычи и называется механизированным.

Механизированный приём бывает газлифтным и насосным. В свою очередь газлифт можно реализовать компрессорным и бескомпрессорным способом.

Насосный подход осуществляется путём применения мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных.

Понаблюдаем более обстоятельно каждый способ в отдельности. Фонтанный способ добычи нефти: определённо дешевый и простой
Овладение новых месторождений всегда организовывается с использованием

фонтанной техники добычи. Это самый несложный, эффективный и

доступный метод. Он не нуждается в дополнительных затратах

энергоресурсов и многообразного оборудования, так как функционирование

подъёма продукта на поверхность протекает за счет избыточного давления в

самой нефтяной залежи.

Основные плюсы метода

Базисные преимущества фонтанного способа:

Простейшее оборудование скважины;

Самые меньшие затраты электроэнергии;

Слаженность в регулирование процессами откачки, вплоть до возможности безусловной остановки;

Возможность удалённого контроля процессами;

Длительный межтехнологический промежуток работы оборудования;

Для разработки новой скважины нужно установить над ней полный надзор. Подавление фонтана производится с помощью установки специальной запорной арматуры, предоставляющий впоследствии управлять потоком, координировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и архивацию.

Скважины снабжают подъёмными трубами различного диаметра, в соотношение от предполагаемого объема добычи и внутрипластового давления.

При больших нормах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малообъёмные скважины для долговременного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра.

По окончании процесса фонтанирования, на скважине начинают действовать механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт и есть один из механизированных способов добычи нефти и закономерным продолжением фонтанного способа. Когда энергии пласта начинают казаться недостаточным для вытеснения нефти, подъем начинают организовывать с помощью добавления в пласт сжатого газа. Это по всему вероятию простой воздух или побочный газ с ближайшего месторождения. Для сжатия газа применяют компрессоры высокого давле.......................