Проектирование установки подготовки нефти мощностью 11 млн

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение 
высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ФИЛИАЛ «ТОБОЛЬСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ ИНСТИТУТ»
Кафедра химии и химической технологии
      
Специальность 240401.65. «Химическая технология органических веществ»
      

«Допущена к защите» 
Зав. кафедрой «Химии и химической технологии» 
« 5 » июня 2015 г. 
«ПРОЕКТИРОВАНИЕ УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ МОЩНОСТЬЮ 11 МЛН. Т/Г».


ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
     
Выполнила: 
Студентка очной  формы обучения 
ХТОб – 11    Набиева Н.Д.  

Руководитель: к.п.н., доцент  Иванова Ольга Александровна 

     Консультанты: к.э.н., доцент Ломакин Игорь Александрович
                              к.п.н., доцент  Иванова Ольга Александровна

Рецензент: д.х.н., профессор Кряжев Юрий Гаврилович _______________________________________________ 

Нормоконтролер: д.п.н.,  профессор     Егорова Галина Ивановна 

     
     
     
Тобольск – 2014 г.

АННОТАЦИЯ

	Дипломный проект «Проектирование установки подготовки нефти мощностью 11 млн. т/г».
	Задача дипломного проекта состоит в разработке проекта установки подготовки нефти мощностью 11  млн. тонн в год.
	Дипломный проект включает следующие разделы:

* Введение – в этом разделе рассматривается место и роль установки в системе добычи и транспорта нефти;
* Литературный обзор – содержит систематизированный материал по подготовке нефти, рассматриваются особенности технологии, проблемы, а так же оборудование для проведения основных технологических операций;
* Технологическая часть – в этой части рассчитан материальный баланс отдельных стадий и установки в целом, на основании данных расчёта материального баланса проведен расчет основного и вспомогательного оборудования;
* Механическая часть – в этом разделе рассчитаны толщина стенки основного аппарата, фланцевое соединение;
* Экономическая часть – в этом разделе проведена оценка экономической эффективности проекта, рассчитан срок окупаемости, чистой текущей стоимости от реализации проекта, проведен анализ чувствительности проекта к риску по некоторым показателям;
* Контрольно – измерительные приборы и автоматизация производства – в данном разделе разработана автоматизация основного узла, предложены контрольно – измерительные приборы;
* Безопасность и экологичность проекта – в этой части описаны основные вредные производственные факторы, разработаны мероприятия по защите работающих, проведена оценка возможных чрезвычайных ситуации, рассчитаны выбросы в атмосферу и плата за них, предложен комплекс мероприятий по защите окружающей среды.

     Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 134 страницы, 13 рисунков, 44 таблиц. Список литературы – 25 ссылок.


СОДЕРЖАНИЕ:

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………
6
1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР……………………………………………………
8
1.1. Общие сведения о нефти……………………………………………….....
8
1.2. Основные физические свойства нефтей…………………………….........
10
1.2.1. Плотность………………………………………………………………
10
1.2.2. Средняя температура кипения нефтяных фракции………………….
11
1.2.3. Молярная масса…………………………………………………...........
11
1.2.4. Давление насыщенных паров (ДНП)…………………………………
12
1.2.5. Вязкость…………………………………………………………...........
12
1.2.6. Теплота сгорания………………………………………………………
13
1.2.7. Оптические свойства…………………………………………..............
13
1.3. Классификация нефтей……………………………………………………
13
1.3.1. Химическая классификация…………………………………………..
14
1.3.2. Технологическая классификация……………………………..............
14
1.4. Необходимость подготовки нефти…………………………………….....
15
1.5.Стабилизация нефти…………………………………………………….....
16
1.6. Обессоливание и обезвоживание нефтей………………………………...
18
1.6.1. Общие сведения о водонефтяных эмульсиях………………………..
18
1.6.2. Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий
22
1.6.3.Способы деэмульгирования……………………………………………
24
1.6.3.1. Центрифугирование………………………………………………..
25
1.6.3.2. Фильтрация………………………………………………................
25
1.6.3.3. Химический метод разрушения эмульсий…………......................
26
1.6.3.4. Холодный отстой (гравитационное разделение)…………………
30
1.6.3.5.Термохимическое деэмульгирование……………………………...
32
1.6.3.6. Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий………...
33
1.6.3.6.1. Сущность деэмульгирования в электрическом поле………...
33
1.6.3.6.2. Промышленные электродегидраторы переменного тока……
35
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………...
41
2.1. Выбор и обоснование технологической схемы производства…….........
41
2.2. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, 
 изготовляемой продукции…………………………………………………….

42
2.3. Описание технологической схемы установки…………………………..
44
2.4. Материальный баланс установки…………………………………………
47
2.4.1. Сепаратор первой ступени……………………………………….......
2.4.2. Блок отстоя    УПСВ…………………………………………..............
47
52
2.4.3. Блок электродегидраторов   УТПН………………………………….
53
2.4.4. Сепаратор КСУ………………………………………………………...
55
2.4.5. Общий материальный баланс установки подготовки нефти.............
59
2.5. Технологический расчет основного оборудования……………………...
60
2.5.1. Сепаратор первой ступени…………………………………………….
2.5.2. Блок отстоя УПСВ……………………………………………..............
60
64
2.5.3. Блок электродегидраторов  УТПН ………………………………….
67
2.5.3.1. Тепловой расчёт электродегидратора……………….....................
70
  2.5.3.2.  Расчёт  процесса  горения…………………………………………
79
2.5.3.3. Расчёт штуцеров электродегидратора……………………………. 
72
75
2.5.4. Технологический расчёт сепаратора КСУ……………………………
77
2.6. Расчёт вспомогательного оборудования…………………………………
79
2.6.1. Резервуар Е -1…………………………………………………..............
79
2.6.2. Расчёт и подбор насоса Н – 1………………………………………….
80
3. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………......
78
3.1. Расчет толщины стенки и днища аппарата………………………………
78
3.2. Расчёт фланцевого соединения…………………………………………...
80
3.2.1. Выбор типа фланца и уплотнительной поверхности………..............
80
3.2.2. Расчет болтов ………………………………………………….............
81
3.2.3. Расчет фланца…………………………………………………..............
82

82
82
84
84
84
86
4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…………………………………………….......
87
4.1. Методика расчёта……………………………………………………….....
87
4.2. Расчёт чистой текущей стоимости и НПДН…………………………......
89
4.3. Анализ чувствительности проекта к риску………………………………
93
5. КИП И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВА…………………………...
99
5.1Распределенная система управления
99
5.2. АСУ ТП……………………………………………………
103
5.3. Описание функциональной схемы автоматизации основного прибора
5.4. Спецификация контрольно-измерительных приборов
104
106

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА……………………...
107
6.1. Обеспечение безопасности работающих………………………………...
107
6.1.1. Характеристика условий труда……………………………….............
107
6.1.2. Освещение производственных помещений………………….............
111
6.1.3. Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей………………………………..............

114
6.1.4. Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества…………………………………………………………..

115
6.1.4.1. Техника безопасности при эксплуатации электродегидратора………………………………………………….

119
6.2. Оценка экологичности проекта…………………………………………...
120
6.2.1 Защита атмосферы………………………………………………...........
121
6.2.1.1. Расчет предельно допустимых выбросов (ПДВ) при 
сжигании топливного газа в печи и платы за них………………..

121
6.2.2. Защита гидросферы……………………………………………………
123
6.2.3. Защита литосферы……………………………………………..............
124
6.3. Чрезвычайные ситуации…………………………………………………..
125
6.3.1. Меpопpиятия по обеспечению пpотивопожаpной защиты………….
126
6.3.2. Определение вероятных параметров ударной волны при 
взрыве газовоздушной смеси……….……………..………………….

130
ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………..
132
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………………..
133
     
ВВЕДЕНИЕ
     
     Топливно-энергетический комплекс является основой современной мировой экономики. Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно- технический прогресс в стране. Трудно представить жизнь современного человека без топлива, энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, транспорта и бытовой техники. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.
     До середины 19 века нефть добывалась в небольших количествах в основном из неглубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Со второй полвины 19 века спрос на нефть стал возрастать в связи с широким использованием паровых машин и развитием на их основе промышленности. На рубеже 19-20 вв. были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания, положившие начала бурному развитию нефтедобывающей промышленности.
     В развитии нефтяной промышленности России, а затем CCCP можно выделить три этапа. Первый, довоенный, связан с добычей нефти в Азербайджане. Второй этап, послевоенный, до начала 70-х годов, связан с открытием, освоением и интенсивным введением в разработку крупных нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. До ввода в эксплуатацию нефтяных месторождений Западной Сибири, Волго-Уральская провинция давали 75 % ежегодной добычи нефти в стране, только одна Татария давала ежегодно более 100 млн. тонн нефти, а Башкирия - более 40 млн. тонн. Третий этап, наиболее интенсивный период развития нефтяной промышленности бывшего СССР, который охватывает начало 70-х годов до конца 90-х годов, связан с открытием уникального нефтегазоносного бассейна в Западной Сибири.
     Одним из способов интенсификации разработки нефтяных месторождений являются поддержание пластового давления путам закачки воды в продуктивные горизонты. Однако, наряду с продлением фонтанного периода, значительно сокращается безводный период эксплуатации, и, вскоре, на поверхность вместе с нефтью выносится все большее количество пластовой воды, для отделения которой и создаются на нефтепромыслах установки для подготовки нефти.
     Актуальность проблемы подготовки нефти обусловлена двумя основными причинами.
     Во-первых, в связи с совершенствованием технологии переработки нефти, перевооружением прежних нефтеперерабатывающих заводов, вырабатывающих различное топливо и смазочные масла, в комплексные нефтехимические комбинаты, производящие новые виды химической продукции, значительно изменились требования к качеству нефти.
     
     
     
     
     
      Если раньше на технологические установки НПЗ шла нефть с содержанием 100-500 мг/л минеральных солей, то в настоящее время требуется более глубокое обессоливание, а в дальнейшем и полное удаление солей из нефти перед ее переработкой.
     Во-вторых, наша страна, являясь крупным экспортером нефти, поставляет ее во многие государства. При этом, требования к качеству поставляемой нефти довольно жесткие - содержание солей не должно превышать 25-40 мг/л при содержании воды до 0,1%.

1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

     1.1. Общие сведения о нефти

	Различные виды полезных ископаемых (природных энергоносителей) – уголь, нефть и природный газ – известны человечеству с доисторических времён. Археологическими раскопками установлено, что на берегу Евфрата нефть добывалась за 6 - 4 тыс. лет до н. э. Использовалась она для различных целей, в том числе и в качестве лекарства. Ещё строители Вавилонской башни, Великой Китайской стены использовали для скрепления кирпичей между собой «земляную смолу». Нефть являлась составной частью зажигательного средства, вошедшего в историю под названием «греческий огонь». У народов, населявших южные берега Каспийского моря, нефть издавна применялась для освещения жилищ [1].
Нефть – это жидкий горючий минерал, распространённый в осадочной оболочке Земли. Своё название нефть получила от персидского слова нафата, означающего просачивающаяся, вытекающая.
	Нефть – уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты её переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т.д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа стали получать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения и многое другое.
	Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло – коричневого до чёрного цвета со специфическим запахом.
	С позиции химии нефть – сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твёрдых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Менее всего колеблется элементный состав нефтей: 82,5 – 87% углерода; 11,5 – 14,5% водорода; 0,05 – 0,35, редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в том числе металлы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

	Поскольку нефть представляет собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удаётся разделить их на индивидуальные соединения со строго определёнными физическими константами, в частности, температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефть путём перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами.
	В состав нефтей входят в основном углеводороды следующих четырех групп: парафиновые (алканы), нафтеновые (циклоалканы), ароматические (арены) и гибридные – парафино-нафтено-ароматические. Кислород, сера и азот содержатся в виде кислородных, сернистых и азотистых соединений. Относительное содержание групп углеводородов во фракциях нефтей весьма различно. Преобладание той или другой группы углеводородов придает нефтям различные свойства, что неизбежно сказывается на методах их переработки и областях применения нефтепродуктов.
     Парафиновые углеводороды – алканы СnH2n+2 – составляют значительную часть групповых компонентов нефтей. Их общее содержание составляет 25 – 35% масс. (не считая растворённых газов). Наиболее широко представлены алканы нормального строения и изоалканы преимущественно монометилзамещенные с различным положением метильной группы в цепи. С повышением молекулярной массы фракций нефти содержание в них алканов уменьшается. Попутные нефтяные и природные газы практически полностью состоят из алканов, а прямогонные бензины - на 60 – 70%.
     Нафтеновые углеводороды – циклоалканы (цикланы) – входят в состав всех фракций нефтей, кроме газов. В среднем в нефтях различных типов они содержаться от 25 до 80% масс. Распределение нафтеновых углеводородов по фракциям нефти самое разнообразное. Их содержание обычно растёт по мере утяжеления фракций. Распределение циклоалканов по типам структур определяется химическим составом нефтей и температурными пределами фракций. Для большинства нефтей характерно преобладание моно- и бицикланов над остальными. С ростом температуры кипения фракций последовательно повышается доля нафтенов с большим числом циклов, а моноцикланов – непрерывно снижается.
     Ароматические углеводороды – арены с эмпирической формулой CnHn+2-Ka (где Ка – число ареновых колец) – содержаться в нефтях, как правило, в меньшем количестве (10 – 15% масс.), чем алканы и циклоалканы, и представлены гомологами бензола и производными полициклических аренов с числом Ка до 4 и более.
     В молекулах гибридных углеводородов имеются в различных сочетаниях структурные элементы всех типов: моно- и полициклических аренов, моно- и полициклических пяти или шестикольчатых цикланов и алканов нормального и разветвлённого строения. Их условно можно разделить на три типа: 1) алкано-циклановые; 2) алкано-ареновые и 3) алкано-циклано-ареновые. Масляные фракции нефти практически полностью состоят из высокомолекулярных гибридных углеводородов. Гибридные углеводороды с моно- или бициклическими аренами с длинными алкильными цепями могут входить в состав парафинов и церезинов. Третий тип гибридных углеводородов наиболее распространён среди углеводородов высокомолекулярных части нефти.

     1.2. Основные физические свойства нефтей

	Товарные качества нефтей характеризуются помимо фракционного и химического составов также многими показателями физико-химических свойств. Значения показателей физико-химических свойств нефтей и их фракций необходимы для расчёта нефтезаводской аппаратуры.

     1.2.1. Плотность

	Это одна из важнейших и широко употребляемых показателей качества нефтей и нефтепродуктов. На первых этапах развития нефтяной промышленности она была почти единственным показателем качества сырых нефтей, в частности, содержания керосина. Плотность определяется как масса единицы объёма жидкости при определённой температуре (кг/м3, г/см3 или г/мл). На практике чаще используют относительную плотность – безразмерную величину, численно равную отношению истинных плотностей нефтепродукта и дистиллированной воды, взятых при определённых температурах. В качестве стандартных температур для воды и нефтепродукта приняты в США и Англии – 15,60С (600F), в других странах, в том числе и у нас – 40С и 200С (?420).
	Определение плотности нефтяного сырья можно проводить при любой температуре (?4t), а затем вычислить значение по формуле Д.И. Менделеева:
?420 = ?4t + а(t – 20), а = 0,000903 – 0,00132(?420 – 0,7)             (1.1)

где а – средний температурный коэффициент расширения на один градус.
	Формула Менделеева применима в сравнительно узком интервале температур от 0 до 500С для нефтепродуктов, содержащих относительно небольшие количества твёрдых парафинов и ароматических углеводородов.
	Плотность большинства нефтей в среднем колеблется от 0,81 до 0,90, хотя встречаются нефти легче или тяжелее указанных пределов. Как правило, нефть легче воды, плотность ее составляет от 750 до 940 кг/м3. Нефти плотностью более 884 кг/м3 относятся к тяжелым, а менее 828 кг/м3- к легким. Более легкие характеризуются более светлой окраской. Плотности последовательных фракций плавно увеличиваются. Плотность идентичных узких фракций зависит от химического их состава и возрастает в зависимости от преобладания классов углеводородов в следующем порядке: 






алканы ? цикланы ? арены. Для фракций с одинаковыми температурами начала и конца кипения плотность наименьшая, если они выделены из парафинистых нефтей, и наибольшая, если они получены из высокоароматизированных нефтей. Фракции, полученные из нафтено-парафинистых нефтей, занимают по плотности промежуточное положение.
	В некоторые формулы, применяемые в инженерных расчётах процессов нефтепереработки, входит значение плотности ?1515. Пересчитать её можно по формуле: 

?1515 = 0,994?420 + 0,0093                                (1.2)

     1.2.2. Средняя температура кипения нефтяных фракции

	Любая нефтяная фракция, как и нефть, представляет собой сложную смесь углеводородов, выкипающих в некотором температурном интервале. В инженерных расчётах используется понятие средней температуры кипения нефтяной фракции. Существует несколько её модификаций, но наиболее употребительной является средняя молярная температура tср.м, которая рассчитывается по формуле:
                                                                          (1.3)
     где	 i – число компонентов (узких фракций) от 1 до n;
		xi – мольная доля i – го компонента;
ti – среднеарифметическая температура кипения узкой фракции, в 0С.

     1.2.3. Молярная масса

	Представляет собой массу усреднённого моля (кг/моль), определяемую экспериментально или расчётом по эмпирическим формулам.
	С повышением температуры кипения нефтяных фракций молярная масса растёт. Эта закономерность лежит в основе формулы Б.П. Войнова:
М = 60 + 0,3tср.м + 0,001 t2ср.м.                             (1.4)

	Более точные результаты даёт формула Б.П. Войнова – А.С. Эйгенсона, выведенная с учётом характеризующего фактора:
М = 7К – 21,5 + (0,76 – 0,04К)tср.м + (0,0003К – 0,00245)t2ср.м.    (1.5)

	Зависимость между молярной массой и относительной плотностью выражается формулой Крэга:
                                              (1.6)
     Молярная масса смеси нефтяных фракций рассчитывается по правилу аддитивности исходя из известного их состава и молярных масс:
М = ?Мixi/ или М = 1/?(xi/Мi)                                (1.7)
где xi/ и xi – соответственно мольная и массовая доля нефтяных фракций.

     1.2.4. Давление насыщенных паров (ДНП)

	ДНП – это давление, развиваемое парами, находящимися над жидкостью в условиях равновесия при определённой температуре. Давление насыщенных паров индивидуальных химических веществ зависит только от температуры. Для нефти и нефтяных фракций оно зависит не только от температуры, но и от температуры их кипения и плотности. Для узких фракций нефти можно с известной степенью приближения считать рт = f(Т,Ткип).

     1.2.5. Вязкость

	Вязкость является одной из важнейших характеристик нефтей. Она определяет её подвижность в различных условиях. Различают динамическую (?), кинематическую (?) и условную (ВУ) вязкости.
	В нефтепереработке наиболее широко пользуются кинематической вязкостью, численно равной отношению динамической вязкости нефтепродукта к его плотности ?=?/?. Единицей измерения ? является см2/с (Стокс) или мм2/с (Сантистокс).
	Как и другие характеристики, вязкость нефти и нефтяных фракций зависит от их химического состава и определяется силами межмолекулярного взаимодействия. Чем выше температура кипения нефтяной фракции, тем больше её вязкость. Наивысшей вязкостью обладают остатки от перегонки нефти и смолисто – асфальтеновые вещества. Среди классов углеводородов наименьшую вязкость имеют парафиновые, наибольшую – нафтеновые, а ароматические углеводороды занимают промежуточное положение. Возрастание числа циклов в молекулах цикланов и аренов, а так же удлинение их боковых цепей приводит к повышению вязкости.
	Вязкость сильно зависит от температуры, поэтому всегда указывается температура. В технических требованиях на нефтепродукты обычно нормируется вязкость при 50 и 100, реже 200С.

1.2.6. Теплота сгорания

	Под теплотой сгорания (теплотворной способностью) понимается количество тепла, выделяющееся при полном сгорании единицы массы топлива (нефти) при нормальных условиях. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоты сгорания. Qв отличается от Qн на величину теплоты полной конденсации водяных паров, образующихся из влаги топлива и при сгорании углеводородов.
	Qн можно рассчитать по формуле Менделеева:

Qн = 339,1С  + 1030Н – 108,9(О – S) – 16,75W                   (1.8)
где С, Н, О, S, W – содержание (в % масс.) в топливе углерода, водорода, кислорода, серы и влаги.

     1.2.7. Оптические свойства

	Углеводороды нефти бесцветны. Тот или иной цвет нефтям придают содержащиеся в них смолисто – асфальтеновые вещества, некоторые продукты окисления. Обычно чем тяжелее нефть, тем больше в ней содержится смолисто – асфальтеновых веществ и тем она темнее.
	О групповом углеводородном составе нефти можно судить по показателю преломления nD. Чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления. Показатель преломления циклических соединений больше, чем алифатических. Циклоалканы занимают промежуточное положение между аренами и алканами. В гомологических рядах углеводородов наблюдается линейная зависимость между плотностью и показателем преломления. Для фракций циклоалканов существует зависимость между температурой кипения или молярной массой и показателем преломления.
	Оптическая активность является также ценной характеристикой нефти и нефтепродуктов. Нефти в основном вращают плоскость поляризации вправо, однако встречаются и левовращающие нефти, что возможно, обусловлено наличием в них продуктов распада исходных нефтематеринских веществ – терпенов и стеринов.

     1.3. Классификация нефтей

     На начальном этапе развития нефтяной промышленности основным показателем качества нефти была плотность. Нефти делили на легкие (р1515 < 0,828), утяжеленные (р1515 = 0,828 - 0,884) и тяжелые (р1515> 0,884). В легких нефтях содержится больше бензиновых и керосиновых фракций и сравнительно мало серы и смол. Из этих нефтей можно вырабатывать смазочные масла высокого качества. Тяжелые нефти, напротив, характеризуются высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, гетероатомных соединений и потому мало пригодны для производства масел и дают относительно малый выход топливных фракций.
   
     1.3.1. Химическая классификация

     За основу этой классификации принято преимущественное содержание в нефти одного или нескольких классов углеводородов. Различают 6 типов нефтей: парафиновые, парафино-нафтеновые, нафтеновые, парафино-нафтено-ароматические, нафтено-ароматические и ароматические. 
     В парафиновых нефтях (типа узеньской, жетыбайской) все фракции содержат значительное количество алканов: бензиновые не менее 50%, а масляные - 20% и более. Количество асфальтенов и смол исключительно мало.
     В парафино-нафтеновых нефтях и их фракциях преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых веществ мало. К ним относится большинство нефтей Урало - Поволжья и Западной Сибири. 
     Для нафтеновых нефтей характерно высокое (до 60% и более) содержание циклоалканов во всех фракциях. Они содержат минимальное количество твердых парафинов, смол и асфальтенов. К нафтеновым относятся нефти, добываемые в Баку (балаханская и сураханская) и на Эмбе (доссорская и макатская) и др. 
     В парафино-нафтено-ароматических нефтях содержатся примерно в равных количествах углеводороды всех трех классов, твердых парафинов не более 1,5%. Количество смол и асфальтенов достигает 10%.
     Нафтено-ароматические нефти характеризуются преобладающим содержанием цикланов и аренов, особенно в тяжелых фракциях. Алканы содержатся в небольшом количестве только в легких фракциях. В состав этих нефтей входит около 15 - 20% смол и асфальтенов. 
     Ароматические нефти характеризуются преобладанием аренов во всех фракциях и высокой плотностью. К ним относятся прорвинская в Казахстане и бугурусланская в Татарстане.
  
     1.3.2. Технологическая классификация

     В нашей стране с 1991 г. действует технологическая классификация нефтей. Нефти подразделяют по следующим показателям на: 1) три класса (? - ???) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине (н.к. - 180 0С), в реактивном (120 - 240 0С) и дизельном топливе (240 - 350 0С); 2) три типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350 0С (Т1 - Т3); 3) четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М1 - М4); 4)четыре подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И1 - И4); 5) три вида по содержанию парафинов (П1 - П3).
      Используя эту классификацию, для любой промышленной нефти можно составить шифр. По шифру нефти можно легко составить представление о наиболее рациональных схемах ее переработки и обосновать необходимость в процессах облагораживания нефтепродуктов.

     1.4. Необходимость подготовки нефти 

     Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду. Пластовая вода содержит в растворённом состоянии различные соли,  чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже – карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или мало обводнённая нефть, но по мере добычи её обводнённость увеличивается и достигает до 90 – 98%. Загрязнённую и обводнённую нефть нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной её подготовки на месте добычи.
     Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает её транспортировку и переработку. Наличие воды в нефти увеличивает затраты на её испарение и конденсацию. Удорожание транспортировки связано не только с перекачкой балластной воды, но и с увеличением вязкости нефти, образующей с водой эмульсию.
     Механические примеси нефти (частицы песка, глины, известняка и других пород) увеличивают износ труб и образуют отложения в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок. Механические примеси также содействуют образованию стойких эмульсий нефти с пластовой водой.
     Хлористые соли также оказывают вредное воздействие на работу установок. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит коррозия металла аппаратуры. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно – холодильная аппаратура перегонных установок. Соли, кроме этого, накапливаются в остаточных нефтепродуктах – мазуте, гудроне, коксе и ухудшают их качество.
     При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с соляной кислотой является причиной сильной коррозии:
Fe + H2S ? FeS + H2
FeS + 2HCl ? FeCl2 + H2S
	





Хлористое железо переходит в  водный раствор, а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом. Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая  цепная реакция разъедания металла [1].
	Попутный газ, содержащийся в нефти в растворённом состоянии, состоит из лёгких углеводородов С1 – С4. Большая часть этих углеводородов может быть потеряна при хранении и транспортировании нефти. Чтобы ликвидировать потери газов, а вместе с ними и лёгких бензиновых фракций, предотвратить загрязнение атмосферы, необходимо максимально извлечь лёгкие углеводороды [2].
	Присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.
	Таким образом, прежде чем поставлять нефть потребителям, её необходимо определённым образом подготовить. Эта подготовка должна включать стабилизацию (удаление лёгких углеводородов), очистку от механических примесей, обессоливание и обезвоживание нефти.

     1.5.Стабилизация нефти

     Процесс стабилизации начинается сразу же на первых этапах движения нефти после добычи из скважины. С падением давления из нефти выделяются газообразные углеводороды, находящиеся в пластовых условиях в жидком состоянии.
     Сущность стабилизации нефти заключается в отборе наиболее летучих углеводородов, так как они по пути следования нефти, испаряясь, провоцируют потери и более тяжёлых бензиновых фракций. При стабилизации нефтей наряду с удалением пропана и бутанов извлекаются метан, этан и такие балластовые газы, как сероводород, углекислота и азот.
     В зависимости от конкретных условий и требований, предъявляемых к качеству получаемых продуктов, стабилизация нефти проводится с применением процессов сепарации и ректификации.
     Сепарация представляет собой процесс извлечения лёгких фракций однократным и многократным испарением при снижении давления. Сепарация осуществляется на индивидуальных замерных установках, дожимных насосных станциях, установках подготовки нефти [2] (в зависимости от принятой схемы сбора нефти).
     Интенсивность выделения газовой фазы из нефти зависит от многих факторов, основными из которых являются: 1) темп снижения давления и температуры при движении нефтяного потока; 2) наличие в составе нефти лёгких углеводородов; 3) молекулярная масса нефти; 4) вязкость нефти.
     Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфазным. Однако во многих случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляются отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором, или трехфазным сепаратором.
      Вывод отсепарированного газа из нефтегазовых сепараторов и раздельный сбор его осуществляются в различных пунктах системы сбора и центральных пунктах сбора и подготовки нефти, газа и воды. Каждый такой пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа. Ступеней сепарации может быть несколько, и окончательное отделение нефти от газа завершается в концевых сепараторах или резервуарах под атмосферным давлением.
     Многоступенчатая сепарация применяется при высоких давлениях на устье скважин для лучшего разделения нефти и газа при последовательно снижающихся давлениях в сепараторах. Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в сепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа, состоящего главным образом из метана и этана. Этот газ, называемый сухим газом, имеет высокое давление и может транспортироваться на большие расстояния к потребителям. Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепараторы среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.
     Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили вертикальные и горизонтальные сепараторы. 
     Вертикальные сепараторы (их называют также трапами) имеют по сравнению с горизонтальными меньшую производительность по газу и жидкости. Конструкция их позволяет легче удалять из аппарата скопления песка, который осаждается из продукции скважин. Поэтому вертикальные сепараторы имеют наибольшее распространение на нефтяных месторождениях, где в продукции скважин содержится песок. Кроме того, вертикальными сепараторами до недавнего времени оснащались индивидуальные и групповые трапнозамерные установки.
  За последнее время на нефтяных месторождениях все большее распространение получают горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ по сравнению с вертикальными: повышенная производительность при одном и том же объеме аппарата, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра.
     По конструкции горизонтальные сепараторы могут быть одноемкостные и двухъемкостные. Двухъемкостные нефтегазовые сепараторы изготавливаются из двух емкостей, располагаемых одна выше другой. Отбор жидкости в таких сепараторах осуществляется из нижней емкости, а газ удаляется через отводную линию верхней емкости.
     Наибольшей производительностью по жидкости и газу характеризуются горизонтальные сепараторы, в которые жидкость и газ, предварительно отделенные в подводящих трубопроводах, вводятся раздельно. Такие аппараты получили название сепараторов с предварительным отбором газа. Они выпускаются двух модификаций: емкостные и трубные.
      С целью снижения потерь легких углеводородов на ЦППН перед подачей товарной продукции в резервуары окончательно отделяют нефть от газа при минимальном избыточном давлении в так называемых концевых сепараторах.
     В нефти, стабилизированной с применением сепарации, сохраняется до 1,5 – 2,0% углеводородов С1 – С4.
     Для более глубокого извлечения лёг.......................