Установки переработки нефти и газа

Извлеченная из скважин сырая нефть содержит попутные газы (50—100 м 3 /т), пластовую воду (200—300 кг/т) и раство­ренные в воде минеральные соли (10—15 кг/т), которые отри­цательно сказываются на транспортировке, хранении и после­дующей переработке ее. Поэтому, подготовка нефти к перера­ботке обязательно включает следующие операции:

— удаление попутных (растворенных в нефти) газов или ста­билизация нефти;

На крупных месторождениях нефти эти операции объедине­ны в единую систему, включающую сбор, транспортировку и обработку нефти, газа и воды. На рис. 7.2 представлена подоб­ная система.

Сырая нефть из скважин 1 под собственным давлением на­правляется к групповым замерным установкам (ГЗУ) 2, в кото­рых нефтяной газ отделяется от жидкости и замеряются коли­чества этих продуктов. Затем газ вновь смешивается с нефтью и водой и полученная смесь подается по коллектору (длиной до 8 км) 3 в дожимную насосную станцию 4, где газ отделяется от нефти. Газ поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) 5, а частично дегазированная нефть направляется на установку подготовки нефти (УПН) 6. На УПН проводятся операции окон­чательной дегазации, обессоливания и обезвоживания нефти. Газ далее направляется на ГПЗ, а вода — на установку очистки 7. Очищенная вода закачивается насосами 8 в нефтяной пласт через нагнетательные скважины 9. Обессоленная и обезвожен­ная нефть из УПН поступает в герметизированные резервуары 10, из которых насосами перекачивается в установку «Рубин» 11 для определения качества и количества нефти. При удовлет­ворительном результате нефть подается в товарные резервуары 12 и из них в магистральный нефтепровод 13, транспортирую­щий нефть на нефтеперерабатывающие заводы. При неудовлет­ворительном качестве подготовки нефти она возвращается из установки «Рубин» в УПН.

В настоящее время разрабатываются методы магистральной транспортировки газонасыщенных нефтей, то есть доставки потребителю нефти и газа по одному трубопроводу. Это позво­ляет уменьшить расход энергии на перекачку продукта за счет снижения его вязкости и более полно утилизировать попутные нефтяные газы.

Стабилизация нефти. Сырая нефть содержит значительное количество растворенных в ней легких углеводородов C1 — C4. При транспортировке и хранении нефти они могут выделять­ся, вследствие чего состав нефти будет меняться. Чтобы избе­жать потери газа и вместе с ним легких бензиновых фракций и предотвратить загрязнение атмосферы, эти продукты должны быть извлечены из нефти до ее переработки. Подобный процесс выделения легких углеводородов из нефти в виде попутного газа называется Стабилизацией нефти. В зависимости от условий стабилизацию нефти осуществляют методом сепарации непос­редственно в районе ее добычи на замерных установках, дожимных станциях и УПН (рис.1), или на газоперерабатывающих заводах (рис.1).

В первом случае попутный газ отделяют от нефти многосту­пенчатой сепарацией в сепараторах-газоотделителях (траппах), в которых последовательно снижаются давление и скорость по­тока нефти. В результате происходит десорбция газов, совмест­но с которыми удаляются и затем конденсируются летучие жид­кие углеводороды, образуя «газовый конденсат». При сепарационном методе стабилизации в нефти остается до 2% углево­дородов состава C1 — C4.

Обессоливание и обезвоживание нефти. Удаление из нефти солей и воды происходит на промысловых установках подготов­ки нефти и непосредственно на нефтеперерабатывающих заво­дах (НПЗ).

В обоих случаях процессы обессоливания и обезвоживания нефти связаны с необходимостью разрушения эмульсий, кото­рые образует с нефтью вода. При этом, на промыслах разруша­ются эмульсии естественного происхождения, образовавшиеся в процессе добычи нефти, а на заводе — искусственные эмульсии, полученные при многократной промывке нефти водой для удаления из нее солей. После обработки содержание воды и хло­ридов металлов в нефти снижается на первой стадии до 0,5— 1,0% и 100—1800 мг/л соответственно, и на второй стадии до 0,05—0,1% и 3—5 мг/л.

Для разрушения нефтяных эмульсий используются механи­ческие (отстаивание), термические (нагревание), химические и электрические методы. При химическом методе обезвоживания нагретую нефтяную эмульсию обрабатывают деэмульгаторами. В качестве последних используются различные неиногенные ПАВ типа защитных коллоидов: оксиэтилированные

1 — скважины; 2 — групповая замерная установка; 3 — коллектор; 4 — дожимная насосная станция; 5 — газоперерабатывающий завод; 6 — установка подготовки нефти; 7 — установка очистки воды; 8 — насосы; 9 — нагнетательные скважины; 10 — герметизированные резервуары, 11 — установка «Рубин»; 12 — товарные резервуары; 13 — магистраль­ный нефтепровод.

Жирные кислоты, метил – и карбоксиметилцеллюлоза, лигносульфоновые кислоты и др. Наиболее эффективное удаление солей и воды достигается при электротермохимическом методе обессоливания, в котором сочетаются термохимическое отстаивание и раз­рушение эмульсии в электрическом поле.

Установки электротермохимического удаления солей и воды или электрообессоливающие установки (ЭЛОУ) исполь­зуются как на промыслах, так и на нефтеперегонных заводах. В этом методе разрушение нефтяной эмульсии происходит в ап­паратах — электродегидрататорах под воздействием перемен­ного тока напряжением 30—45 кВ, что вызывает передвижение и слипание капель воды, содержащих соли, и ее отделение от нефти. На рис.2 представлена принципиальная схема ЭЛОУ.

Нефть из сырьевого резервуара 1 с добавками деэмульгатора и слабого щелочного или содового раствора проходит через теп­лообменник 2, подогревается в подогревателе 3 и поступает в смеситель 4, в котором к нефти добавляется вода. Образовав­шаяся эмульсия последовательно проходит электродегидрататоры 5 и 6, в которых от нефти отделяется основная масса воды и растворенных в ней солей, вследствие чего содержание их сни­жается в 8—10 раз. Обессоленная нефть проходит теплообмен­ник 2 и после охлаждения в холодильнике 7 поступает в сбор­нике 8. Отделившаяся в электродегидрататорах вода отстаива­ется в нефтеотделителе 9 и направляется на очистку, а отделив­шаяся нефть присоединяется к нефти, подаваемой в ЭЛОУ.

Бессоливание и обезвоживание нефти увеличивает сроки межремонтной работы установок гонки нефти и снижает рас­ход тепла, а также уменьшает расход реагентов и катализато­ров в процессах вторичной переработки нефтепродуктов.

1 — резервуар нефти; 2 — теплообменник; 3 — подогреватель; 4 — смеситель; 5 — электродегидрататор I ступени; 6 — электродегидрататор II ступени; 7 — холодильник; 8 — сборник обессоленной нефти; 9 — нефтеотделитель.

Http://works. doklad. ru/view/feFwnUImuK0.html

В некоторых случаях из газовых конденсатов Сибири и Дальнего Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах дизельное топливо, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны. Основная трудностьприпереработкегазовогоконденсата, добываемоговрайонах Западной Сибири и Европейского Севера, заключается в обеспечении стабильности его поставок на НПЗ из-за удаленности промыслов от транспортных магистралей. Сложные проблемы возникают при переработке газовых конденсатов и легких нефтей Прикаспийской низменности (Оренбургская, Уральская, Гурьевская и Астраханская области). Характерная особенность химического состава газовых конденсатов — это наличие в них аномально высоких концентраций меркаптановой серы — в пределах 0,1…0,7% мас., при содержании общей серы до 1,5%. Этот показатель позволяет выделить сернистые газовые конденсаты и сопутствующие им легкие нефти в особый класс меркаптансодержащего нефтяного сырья, которое недопустимо, однако, смешивать с традиционными нефтями. Ожидаемый объем поставки на НПЗ таких видов сырья (карачаганакский и оренбургский газоконденсаты, жанажольские и тенгизские легкие нефти) до 2000 г. составит около 25 млн т/год. Меркаптансодержашие виды нефтяного сырья требуют более тщательной подготовки на установках их обессоливания и разработкиспециальногокомплексамероприятийдлязащитыоборудования технологическихустановокоткоррозии. Вследствиевысокогосодержания в бензинах, керосинах и дизельных фракциях как меркаптановой, так и общей серы они должны подвергаться гидроочистке или демеркаптанизации в процессах типа «Мерокс», основанных на экстракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации меркаптидосодержащих щелочных растворов.

Поскольку ГК почти полностью состоят из светлых фракций, во многих случаях выгоднее их перерабатывать по упрощенной относительно НПЗ технологической схеме без вакуумной перегонки. По такой схеме производится переработка ГК на Астраханском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), Ново-Уренгойском заводе переработки ГК (ЗМГК) и Сургутском заводе стабилизации конденсата (ЗСК), где имеются установки по производству моторных топлив (бензина и дизтоплива)ибезводородногокаталитическогориформинга«Петрофакс». На перечисленных выше заводах по переработке ГК осуществляется вначале частичное испарение стабильного ГК в испарителе с последующим фракционированием остатка испарителя в основной ректификационной колонне с боковой отгонной секцией, а паровой фазы —

Вотбензинивающейколонне. Исключениесоставляеттехнологияпереработки Карачаганакского ГК на ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», где фракционирование конденсата производят на установке ЭЛОУ-АВТ-4 с некоторыми отличительными от нефтеперегонки особенностями технологии.

В верхнюючасть К-1 подают10…14%обессоленногоГКнепосредствен – носблокаЭЛОУстемпературой 70…80°С, чтоспособствуетснижению расхода острого орошения. Остальное количество обессоленного ГК после подогрева в теплообменниках до 160…170°С направляют в испаритель И-1 , из которого газовую среду (8. 10%) подают в среднюю часть К-1 , а остаток И-1 после дополнительного резерва в теплообменниках до 210. 230°С вводят в нижнюю часть К-1 .

Атмосфернаяперегонкавсложнойректификационнойколонне К-2 . Нагрев остатка И-1 до температуры 385°С осуществляют в печи П-1 с вертикальным расположением радиантных труб, тем самым обеспечивают равномерное распределение паровой и жидкой фаз по сечению трубы без образования эффекта «сухой стенки» с прогаром труб.

В К-2 боковыми погонами отбирают: керосиновую фракцию через отпарную колонну К-3/1 ; легкую дизельную фракцию через К-3/2 , а тяжелую дизельную фракцию без отпарки. С верха К-2 выводят тяжелую бензиновую фракцию, которую подвергают совместно с легким бензином К-1 стабилизации в колонне К-4 . Для более полной утилизации тепла выводимых потоков применяют циркуляционные орошения под отбором каждого бокового потока и над отбором тяжелой дизельной фракции. В отгонную секцию К-2 для отпарки мазута подают перегретый водяной пар.

Вакуумную перегонку мазута в колонне К-5 — осуществляют без применения водяного пара при давлении вверху 2,7кПа (20ммрт. ст.) и испарительной зоне 4,7 кПа (35 мм рт. ст.). К-5 запроектирована на перспективу как глубоковакуумная колонна с отбором вакуумного газойля с к. к. 540°С (однако в настоящее время эксплуатируется в режиме обычной вакуумной перегонки). К-5 снабжена пятью модулями из ситчатой перекрестноточной насадки. Из К-5 боковыми погонами без отпарки отбирают дизельную фракцию н. к. — 360°С и вакуумный газойль 360…500 (540)°С. В колонне применены два циркуляционных орошения — одно на верху К-5 , второе — в средней части концентрационной зоны. Предусмотрены рециркуляция (либо отбор) затемненной фракциинадэвапорационнойчастьюиквенчингохлажденноговтеплообменниках мазута в низ колонны. Температура нагрева мазута в печи

М-2 составляет 390…420°С. Температуру верха К-5 поддерживают на уровне около 30°С, что существенно облегчает работу конденсацион – но-вакуумсоздающей системы, состоящей из трех паровых эжекторов и емкости-сепаратора закрытого типа.

По результатам 15-суточного опытного пробега установки в режиме глубоковакуумной перегонки Карачаганакского ГК были получены следующие показатели по отборам фракций (% мас. на сырье):

Http://studfiles. net/preview/1020292/page:45/

Разработка и внедрение технологий подготовки и переработки нефти и газа, поставка установок сероочистки попутного нефтяного газа, испытание и поставка реагентов для нефтедобычи и нефтепереработки

Находятся в нефтяной залежи в растворенном в нефти состоянии и выделяются из нее при снижении давления в процессе добычи и сепарации. В попутных нефтяных газах сосредоточены основные ресурсы алканов С2–С4, являющихся важнейшим сырьем для химической промышленности.

Попутные нефтяные газы отличаются составом от природного и газа газоконденсатных месторождений. Природные газы газовых месторождений состоят преимущественно из метана. В газоконденсатных месторождениях за счет высокого давления в газе растворено некоторое количество высококипящих углеводородов. Основными компонентами попутных нефтяных газов являются углеводороды от метана до гексана (содержание тяжелых углеводородов доходит до 60%). Неуглеводородные компоненты представлены азотом (до 60%), углекислым газом (до 10–15%), сероводородом (до 15–25%) и меркаптанами, гелием, аргоном. В зависимости от пластового давления и типа нефти состав попутного газа может существенно изменяться.

ООО «Научно-производственная фирма НЕФТЕПРОЦЕССИНГ» предлагает надежную и эффективную технологию сероочистки попутного нефтяного газа

Предлагаемая технология успешно внедряется на нефтяных месторождениях для подготовки попутных нефтяных газов, содержащих сероводород и меркаптаны. Высокая глубина очистки до требований ГОСТ и СТО ГАЗПРОМ дает возможность использовать очищенный газ для выработки электроэнергии на газопоршневых или газотурбинных электростанциях различной мощности; в качестве топлива печей подогрева нефти, ТЭЦ и котельных.

Многолетний опыт работы специалистов нашей компании в нефтегазовой отрасли гарантирует оптимальные технологические решения, бесперебойную работу установок, низкие капитальные и энергозатраты. Мы работаем на месторождениях с минимальной инфраструктурой в широком диапазоне состава и производительности газового сырья, адаптируем технологию к условиям и требованиям Заказчика.

Внедрение наших разработок повышает уровень полезного использования ПНГ, сокращая штрафные санкции за его факельное сжигание.

Мы работаем для повышения качества и эффективного использования Ваших углеводородных ресурсов

    Поставка комплекса утилизации попутного нефтяного газа “под ключ”; Анализ ресурсной базы предприятий нефтегазодобычи и переработки; Обследование, оптимизация работы установок подготовки и переработки нефти и газа; Технологический аудит, мониторинг переработки ПНГ; Составление балансов производства и потребления топливного газа, легкого углеводородного сырья; Разработка и экспертиза проектов утилизации ПНГ, схем использования газовых ресурсов ГПЗ и НПЗ; Инжиниринг проектов нефтегазоподготовки и переработки; Проведение научных исследований и опытно-конструкторских работ; Поставка технологий и оборудования нефтегазоподготовки, в том числе в блочно-модульном исполнении; Участие в пуско-наладочных работах.

Http://nefteprocessing. ru/

На ближайшее десятилетие реальным ключом к решению проблемы утилизации попутного нефтяного газа могут стать GTL-технологии.

Они позволяют не только кардинально решить проблему экологического загрязнения атмосферы, но и получить альтернативные источники энергии и сырья для газохимии.

Классические процессы получения синтез-газа, метанола и синтетических моторных топлив каталитическим методом паровой или пароуглекислотной конверсии углеводородных газов за последние 100 лет доведены до высокой степени совершенства. Но технико-экономические расчёты показывают, что создание таких производств экономически обосновано только при производительности 400-500 тысяч тонн метанола в год. При сегодняшних ценах на сырьё, оборудование и энергоносители, а также учитывая тенденцию к непрерывному росту потребности в товарной продукции, граница эта может сместиться к 250-300 тысячам тонн в год.

Назвать такое производство "малотоннажным" вряд ли уместно, представить такое производство на нефтепромысле – тем более. Запроектировать, изготовить и построить такую установку в России под силу только крупным компаниям. Учитывая, что сегодня экономическая ситуация в Европе и в США вынуждает нефтехимические компании продавать заводы по производству метанола из природного газа, появляется возможность приобрести часть установок этих заводов, провести их реконструкцию и, адаптировав к условиям конкретного региона России, построить их вблизи магистрального газопровода. Расчеты показывают, что такая схема значительно дешевле, чем инвестирование в новое строительство.

Что касается малотоннажных установок GTL-технологий, то их разработано и произведено очень мало, в первую очередь потому, что в СССР в них не было потребности, добыча нефти исчислялась сотнями миллионов тонн, а газа? сотнями миллиардов кубометров. Сегодня более половины углеводородного сырья в России добывается на малых и средних нефтегазовых месторождениях, и потребность в блочных, мобильных малотоннажных установках по переработке природного и попутного нефтяного газа многократно возросла.

Ратификация Россией Киотского протокола, истощение крупных нефтяных и газовых месторождений обострили проблему. Поэтому малотоннажные установки по глубокой переработке углеводородных газов, основанные на GTL-технологиях, являются одним из реальных решений проблемы утилизации низконапорных природных и попутных нефтяных газов. В мировом энергобалансе наибольшая доля приходится на нефть (39%), вторым по значимости в структуре энергопотребления является природный газ (21%). Далее следует каменный уголь (13%), бурый уголь (10%), ядерная энергия (13%), прочие энергоносители (4%) [4].

Попутный нефтяной газ – углеводородный газ, растворенный в нефти и выделяющийся из неё при сепарации, обладающий наиболее ценными компонентами для газохимии. Количество попутных газов, приходящееся на 1тонну добытой нефти, зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов и может колебаться от нескольких десятков до нескольких сотен кубометров. Попутные нефтяные газы (ПНГ) в отличие от природных, состоящих в основном из метана, содержат значительные количества этана, пропана, бутана и других предельных углеводородов. Кроме того, присутствуют пары воды, иногда азот, углекислый газ, сероводород и редкие газы, такие как гелий и аргон.

В настоящее время от нефтегазового месторождения до ближайших потребителей – газоперерабатывающих и нефтехимических заводов, доходит в лучшем случае ПНГ первых ступеней сепарации нефти, газ же концевых ступеней сепарации, в котором содержатся наиболее ценные компоненты тяжёлых углеводородов (до 40% С3+В), сгорает на факелах. В результате извлекается не более 25% компонентов С3-С4 от их потенциала в пластовом газе.

При сжигании попутного нефтяного газа, горит не только метан – основной компонент углеводородного газа, но и широкая фракция углеводородов: пропан, бутан, гексан и прочие. За год в атмосферу выбрасывается около сотни тысяч тонн вредных веществ – оксидов и диоксидов углерода, азота, углеводородов, сажи. При этом исходные продукты менее вредны для окружающей среды, чем продукты их горения [5]. Сжигание ПНГ, за счёт большого потребления кислорода и теплового излучения, способствует усилению парникового эффекта.

Таким образом, проблема рационального использования ПНГ – комплексная: техническая, экологическая, экономическая. Аналогичная проблема в газовой отрасли с остаточным природным низконапорным газом (ННГ) выработанных газовых месторождений, когда по мере разработки месторождения пластовое давление снижается и неизбежно наступает момент необходимости инвестиций в дорогостоящие подготовительные мероприятия, в результате которых добыча газа становится нерентабельной. В целом, под категорию низконапорного сейчас уже попадает (15-20)% извлекаемых запасов газа. Учитывая, что регионы с падающей добычей обладают всей необходимой инфраструктурой, квалифицированным персоналом и социальной сферой, то организация переработки ННГ на месте добычи позволит на долгие годы продлить эксплуатацию этих месторождений, организовать производство ценнейших продуктов, решить социальные задачи занятости населения и развития регионов.

Не меньший интерес представляет оживление ныне законсервированных разведочных скважин и других забалансных источников газа с целью его переработки. Стоимость газа на них будет определяться в основном необходимым обустройством и эксплуатационными затратами, так как дорогостоящее бурение уже осуществлено, а в компримировании ещё нет необходимости. Большие перспективы, а зачастую и единственный выход из положения, даёт организованная на месте добычи переработка газа малых месторождений, расположенных вдали от магистральных трубопроводов. Как правило, эти месторождения находятся в собственности небольших компаний, у которых перспектива продажи газа отсутствует, а использование его для энергетических целей весьма ограниченно, так как средняя газотурбинная электростанция мощностью 1Мвт потребляет 0,4 м3 газа на выработку 1 кВт. ч электроэнергии а ресурсы газа даже небольшого месторождения намного больше.

Основной продукт конверсии углеводородных газов – метанол (общепринятые названия – метиловый спирт, древесный спирт), является универсальным полупродуктом, имеющим большое практическое применение и служащим сырьем для производства практически всей гаммы нефтехимических продуктов. С этапами изучения химии метанола связаны имена величайших химиков. Впервые метанол был обнаружен ещё в середине XVII века Робертом Бойлем при изучении продуктов перегонки дерева. В чистом виде метиловый спирт был получен только через 200 лет. В 1857 году Марселен Бертло получил метанол омылением хлористого метила. Но процесс сухой перегонки древесины долгое время оставался практически единственным способом производства метанола. Получение метанола из синтез-газа впервые осуществлено в Германии в 1923 году фирмой BASF, в 1927 году в США был реализован промышленный синтез метанола.

Метиловый спирт (метанол) в настоящее время находит все более широкое применение во многих отраслях промышленности, в первую очередь, в газохимии. Необходимость борьбы с образованием кристаллогидратов при добыче и транспортировке углеводородов для предотвращения закупорки магистральных газопроводов представляет большую проблему для нефтегазодобывающей промышленности. Согласно оценкам, затраты на эти цели составляют 20% от промысловой себестоимости газа и поглощают 5?8% от всех капитальных затрат в газодобывающей промышленности, так как основным практическим методом предотвращение гидратообразования является использование "термодинамических ингибиторов", главным образом метанола.

В относительно недалекой перспективе метанол послужит универсальной основой большинства процессов органического синтеза. Эти процессы могут стать ключевыми в химической промышленности. Поэтому необходимо, чтобы конверсия природного газа и ПНГ в метанол и далее в олефины проводилась на основе эффективных и экологически безопасных процессов.

Перспективы использования метанола позволяют прогнозировать многократное увеличение потребностей в нем в самое ближайшее время, так как ведущие страны-производители и потребители моторных топлив рассматривают метанол и метанольно-спиртовые смеси как наиболее перспективные с экономической и экологической точки зрения заменители традиционных моторных топлив нефтяного происхождения.

Практически решены все технические вопросы, связанные с применением метанола на автотранспорте. Существуют естественные биологические процессы разложения метанола, что выгодно отличает его от сложных (метил-трет-бутилового, этил-трет-бутилового) эфиров и других соединений, предлагаемых на роль альтернативного топлива. Важным преимуществом метанольных топлив является возможность их использования как в двигателях с искровым зажиганием, так и в газодизелях. Разработаны системы, в которых для получения синтез-газа, а затем метанола или моторных топлив используется энергия выхлопных газов газодизеля.

Наиболее реальные проекты электромобиля основаны на топливных элементах, питаемых непосредственно метанолом, либо водородом, получаемым из метанола на борту автомобиля.

За рубежом и в нашей стране накоплен большой опыт, который показывает, что при соблюдении правил эксплуатации опасность использования метанола не превышает опасности использования традиционных нефтяных топлив, а токсичность его паров примерно в три раза ниже, чем высокооктанового бензина. В настоящее время метанол – один из наиболее крупнотоннажных химических продуктов, на его долю приходится 9% мирового потребления нефтехимической продукции, и интерес к метанолу, как основе газохимии возрастает с каждым годом.

Проблема производства и транспортировки метилового спирта будет обостряться по мере продвижения основных месторождений нефти и газа России на восток и в заполярные регионы, а также в связи с ростом удельного веса мелких газовых месторождений с запасами газа менее 10 млрд. м3 (к этой категории могут быть отнесены около 70% месторождений стран СНГ). Уникальные условия России как-то: обилие нефтегазовых месторождений, удаленных от основных транспортных артерий и центров промышленной инфраструктуры с крупнотоннажным производством метанола; суровый климат, требующий большого количества метанола для предотвращения гидратообразования при добыче и транспортировке природного газа; высокая стоимость доставки метанола в районы промыслов – диктуют необходимость создания ориентированной на районы газо – и нефтедобычи малотоннажной технологии переработки углеводородов в метанол. Создание малотоннажной газохимии на основе попутного газа или низконапорного природного газа из собственных источников сырья открывает возможность удовлетворить местные потребности в метаноле, моторном топливе, сухом газе.

Потребность в метаноле, например, в районе Уренгоя, составляет примерно 100 тысяч тонн в год. Доставка метанола на промыслы Крайнего Севера как минимум удваивает его стоимость, а для некоторых месторождений, в частности Ямала, зачастую вообще отсутствует возможность его доставки. Организация в условиях газо и нефтесборных пунктов или газоперерабатывающих заводов мало – и среднетоннажных производств, основанных на технологиях превращения природного и попутного нефтяного газа в жидкие продукты (GTL-технологии) позволяет решать помимо чисто экономических, экологические проблемы, связанные с транспортом и хранением огромного количества метилового спирта, сократив потребность только в металле на трубопроводный транспорт более чем в 2,5 раза.

Производство и применение метилового спирта непосредственно на месторождениях позволит сократить количество вредных выбросов в атмосферу при сжигании на факелах попутного нефтяного газа, а также за счет перевода двигателей внутреннего сгорания на метиловый спирт или его производные. Дополнительный экономический эффект достигается за счет сокращения транспортных расходов, расходов на хранение, а также за счет более низкой себестоимости исходного сырья в пунктах добычи, чем в местах традиционного производства метилового спирта.

Рассмотрим два основных направления получения метанола из природного или попутного нефтяного газа: непрямую конверсию через синтез-газ и прямое окисление. Примером непрямой конверсии газа являются широко используемые промышленные процессы синтеза метанола и аммиака. В настоящее время промышленное производство метанола основано на его каталитическом синтезе из окиси углерода и водорода (синтез – газе). По отработанной технологии производства метанола из природного газа каталитическую конверсию метана осуществляют при повышенном давлении и высокой температуре. В качестве окислителя используется кислород в водяном паре. В зависимости от их сочетания различают: " паровую конверсию; " пароуглекислотную конверсию; " парокислородную конверсию; " парокислородуглекислотную конверсию.

Существующие мощности по производству метанола, как правило, базируются на традиционных технологиях двух и более стадийных процессов. Производство метанола по этой технологии состоит из следующих стадий: Риформинг? Компримирование? Синтез метанола? Ректификация метанола.

На первой, наиболее сложной и дорогостоящей стадии, осуществляется паровая, парокислородная или пароуглекислотная конверсии метана в присутствии катализатора (Рис.2) при температурах 700-900С и давлении 2-3 МПа. Происходит это в высокотемпературных трубчатых печах из дорогостоящей аустенитной стали. Процесс проходит с высоким потреблением энергии. К этому необходимо добавить энергозатраты на производство кислорода и пара.

Полученный синтез-газ после охлаждения и очистки в зависимости от технологической схемы дальнейшей переработки синтез-газа в жидкие продукты компримируется до 8?30 МПа центробежными компрессорами с приводом от паровой турбины, чтобы более эффективно использовать энергию отходящего после реформинга пара, хотя могут применяться и другие технические решения.

На второй стадии осуществляется конверсия полученного синтез-газа в метанол в реакторах в присутствии катализатора. После первой стадии получается практически чистый синтез-газ, однако каталитический процесс синтеза метанола происходит с высоким выделением тепла, отвести это тепло существующими способами и тем самым обеспечить равномерное распределение температур во всём объёме реактора весьма сложно. А именно это требование необходимо для достижения высокой степени селективности конверсии с целью получения чистого продукта.

На практике за один проход удаётся достигнуть степень конверсии углеводородов на уровне (8-12)%, для ее повышения приходится вводить многократную рециркуляцию синтез-газа, что связано с энергозатратами.

Так как получаемый из реакторов метанол содержит достаточно большое количество примесей, необходим процесс ректификации, что в свою очередь также требует энергозатрат. Суммируя всё вышеизложенное, можно сделать вывод, что подобные технологии применимы только в случае крупных производств (не менее 500 тысяч тонн в год). Крупнотоннажное производство предполагает создание предприятия с развитой инфраструктурой, социальной сферой, мощным энергохозяйством. Малотоннажные промысловые установки требуют принципиально – иного подхода к концепции построения, например блочно-модульное исполнение, позволяющее заводу-изготовителю выпускать отдельные модули в виде законченных изделий высокой заводской готовности. Монтажные работы на месте строительства, в основном, сводятся к монтажу блоков, прокладке внешних коммуникаций и к соединению разъёмов. Всёвозрастающий интерес в России и во всём мире к децентрализованному производству ценных жидких продуктов из природного или попутного нефтяного газа, а также ужесточение экологических требований при добыче нефти дало толчок для разработки новых высокоэффективных технологий, связанных с модернизацией первой, наиболее энергозатратной и дорогой, стадией получения синтез-газа.

Во многих странах ведутся работы по осуществлению одностадийного процесса синтеза метанола непосредственно из метана, минуя стадию получения синтез-газа или совмещая с ней. Существует ряд разработок, где в отличие от традиционной, рассмотренной выше энергопотребляющей технологии, предлагается использовать реакцию частичного окисления метана при высокой температуре и недостатке кислорода, что сопровождается большим тепловыделением, а процесс может быть некаталитическим, что значительно удешевляет и упрощает его. Инженерное воплощение этих идей предлагается совершенно различным. Например, в качестве исходных агрегатов для создания генераторов синтез-газа используется энергетические агрегаты, в которых могут быть получены высокие температуры. К ним относятся ядерные реакторы, ракетные двигатели, газовые турбины, модифицированные дизельные двигатели и др.

На протяжении последних десятилетий во многих организациях проводились теоретические и опытно-исследовательские работы по возможности использования ракетного двигателя (плазмо-химические реакции) в качестве генератора синтез-газа, далее получения из него диметилового эфира и высокооктанового топлива. На экспериментальной установке Приморского НТЦ были получены замечательные результаты [6], на наш взгляд этот метод имеет большие перспективы, но до промышленного внедрения пока далеко. Ведутся разработки плавучих энерго-технологических комплексов, в которых в качестве генератора синтез-газа используется охлаждающий контур ядерного реактора четвертого поколения

Другим примером генератора синтез-газ (ГСГ) является конвертер на основе модифицированного газодизеля. Принципиальная возможность этого метода была предложена в пятидесятые годы прошлого века. Затем проводились исследования, как в нашей стране, так и за рубежом. В Институте Высоких Температур (ИВТ) РАН была создана опытно-промышленная установка, на которой синтез-газ получали на выхлопе газодизеля, а затем в реакторах с применением катализаторов получали метанол, высокооктановый бензин или диметиловый эфир (Рис.3). Научно-исследовательские работы, выполненные в Экспериментальном комплексе "Новые энергетические технологии" ИВТ РАН позволили создать теоретическую базу для промышленной установки, в которой в качестве ГСГ применён модифицированный тепловозный газодизель Д-49 (Рис.4).

Преимуществом такого ГСГ является его компактность, многофункциональность, т. к. к валу газодизеля через магнитную муфту прикреплен электрогенератор, что делает такую установку привлекательной в качестве промысловой установки, утилизирующей природный или попутный нефтяной газ и генерирующей тепловую и электрическую энергию. Для организации промышленного выпуска таких установок необходимо решить целый ряд научных и организационных проблем.

Наиболее привлекательным из всех перечисленных методов получения синтез-газа является метод прямого гомогенного окисления углеводородов кислородом. Но за кажущейся простотой скрыты сложные разветвлено – цепные реакции. Научная основа метода прямого гомогенного окисления – кинетика разветвлено-цепных процессов, созданная и успешно развиваемая учеными школы академика Н. Н.Семенова. Многие выдающиеся представители этой школы академики В. Н.Кондратьев, В. В.Воеводский, Н. М.Эмануэль, Н. С.Эниколопов внесли большой вклад в изучение процессов окисления углеводородов.

• Короткая начальная стадия является разветвленной цепной реакцией с явно выраженной S-образной кинетической зависимостью роста концентрации радикалов от времени.

• Вторая стадия представляет собой квазистационарную разветвлено-цепную реакцию с квадратичным обрывом цепей, медленным накоплением промежуточных продуктов и медленным разогревом.

• На третьей стадии происходит быстрое самоускорение за счет разветвления на продуктах реакции и теплового разогрева.

При выполнении комплекса экспериментальных исследований неполного фазного окисления метана, этана и их смесей при высоких давлениях работы проводились на установках различного масштаба с расходом газа от нескольких литров до 1000 м3/ч и реакторами диаметром от 5 до 30 мм. Изучали влияние материала поверхности реактора, в частности, покрывали стенки из коррозионно-стойкой стали кварцевыми вставками. Работали как с заранее перемешанными газами, так и при смешении их только в самом реакторе. В качестве окислителя применяли как кислород, так и воздух. Полученные результаты хорошо согласуются между собой и с результатами кинетического моделирования процесса. Это дает надежду на отсутствие проблем при масштабировании процесса и практически полной воспроизводимости результатов при сопоставимых условиях, что было подтверждено при испытаниях опытно-промышленной установки на Шебелинском газоконденсатном месторождении (Рис. 5).

Таким образом, в настоящее время при давлении не более 7,0 МПа даже при однократном проходе через реактор можно с уверенностью получать метанол с суммарным выходом более 20кг на 1000м3 углеводородного природного газа. Присутствие даже небольших добавок более тяжелых углеводородов, начиная с этана, не только значительно снижает температуру и рабочее давление процесса, но и заметно повышает выход целевых продуктов, что является положительным фактором при переработке попутного нефтяного газа, т. к. в его составе в довольно значительных количествах содержатся тяжёлые углеводороды. Метод прямого окисления компонентов природного или попутного нефтяного газа кислородом воздуха может решить ряд проблем: " утилизацию низконапорных газов газовых месторождений; " утилизацию попутных нефтяных газов; " очистка атмосферы за счет удаления тяжелых углеводородов; " получение метанола для собственных нужд нефтегазовых компаний.

Развитие малотоннажного производства метилового спирта и других ценных кислородосодержащих продуктов стало возможным после разработки теоретических основ процесса прямого окисления Северодонецким филиалом ГИАП, Институтом Химической Физики им. Н. Н. Семенова, Донецким институтом "ЮЖНИИГипрогаз", проведения серий лабораторных экспериментов и отработки в 1984 – 1995гг технологии на опытно-промышленной установке по производству метанола производительностью 100 т/год на Шебелинском газоконденсатном месторождении, реально подтвердивших теорию и показавших возможность масштабирования.

Но, к сожалению, по ряду объективных причин исследования завершить не удалось. Основная причина? дефицит газа, а затем развал СССР. Технология получения метанола из природного или попутного нефтяного газа путем прямого окисления может быть адаптирована к углеводородам любого состава, не требует подвоза большого количества расходных материалов, не использует катализаторы и поэтому нечувствительна к примесям, обычно отравляющим катализаторы.

На основании проведенных исследований можно сказать, что процесс прямого окисления метана в метанол имеет следующие принципиальные преимущества: " возможность создания модульных, автоматизированных установок, обслуживание которых не требует высококвалифицированного персонала, а слабая зависимость себестоимости продукции от масштабов производства делает возможным их рентабельную эксплуатацию; " отсутствие дополнительных затрат тепла на превращение углеводородов, что позволяет считать процесс энергосберегающим; " побочные кислородосодержащие продукты (фенол, формальдегид) образуются в небольшом количестве и могут быть использованы как товар для повышения эффективности производства, что позволяет сделать его экологически чистым и безотходным; " большая гибкость относительно состава сырья позволяет перерабатывать углеводородные газы различного состава, в том числе попутные нефтяные газы, ШФЛУ и др.; " газофазный характер реакций обуславливает нечувствительность процесса к небольшим примесям соединений (например, серы), являющихся ядом для катализаторов; " возможность использовать для окисления атмосферный воздух; " отсутствие принципиальных ограничений на дальнейшее совершенствование процесса и повышение мощности единичных агрегатов, в зависимости от конкретных условий, параметров газа и имеющейся инфраструктуры процесс может быть реализован в различных вариантах, включая каскадное расположение реакторов, рециркуляцию окисляемых газов или комбинацию этих схем.

Поэтому при создании малотоннажного производства метанола из углеводородных газов некаталитическим методом привлекательным является метод прямого окисления метана и его высших гомологов на основе достаточно простой технологии, позволяющей в одну стадию получить продукты, имеющие спрос и являющиеся исходным сырьём для многих химических процессов.

Установка по производству метанола из низконапорного или попутного нефтяного газа путем прямого окисления (в дальнейшем УПМпо) выполнена в блочно-комплектном исполнении в виде модулей заводского изготовления, перевозимых к месту предполагаемого строительства железнодорожным и автомобильным транспортом (Рис.7).

Главным достоинством установки по производству метанола методом прямого окисления является ее способность перерабатывать "жирный" нефтяной газ, что является крайне важным для данного проекта. Местом привязки подобной установки может быть выбран любой комплекс нефтяного или газового месторождения (Рис.6), на котором имеются: газопровод высокого давления; инженерные сооружения; система энергообеспечения; газопровод среднего давления.

Таким образом, сегодня реально на роль промысловых малотоннажных установок могут претендовать установки прямого гомогенного окисления углеводородных газов кислородом воздуха (Рис.7) и установки, использующие в качестве генератора синтез-газа газодизели.

В перспективе список претендентов может пополниться установками конверсии углеводородных газов на основе плазмо-химических реакций, установками работающими на основе термоядерных реакторов, установками на основе высокоэффективных катализаторов.

C текущей ситуацией и прогнозом развития российского рынка метанола можно познакомиться в отчете Академии Конъюнктуры Промышленных Рынков « Рынок метанола в России ».

Http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=6615

5.1 Общие правила поведения работающих на территории предприятия, в производственных и вспомогательных помещениях

5.2 Основные опасные и вредные производственные факторы. Методы и средства предупреждения несчастных случаев и профессиональных заболеваний. Основные требования по предупреждению электротравматизма

5.3 Пожарная безопасность. Способы и средства предотвращения пожаров, взрывов и аварий. Действия персонала при их возникновении

5.4 Подготовка аппаратов и трубопроводов к проведению ремонтных работ

Управление «Татанефтегазопереработка» создано 1 июня 2002 года с целью повышения эффективности производства на основе единого технологического комплекса по сбору, переработке нефтяного газа на основе трех предприятий: управления «Татанефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Миннибаевский газоперерабатывающий завод», ОАО «Трансуглеводород». Основным направлением производственной деятельности управления является сбор, транспорт, прием и переработка нефтяного газа, широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с выработкой практически всей номенклатуры продукции газопереработки: сжиженных газов (фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана), этановой фракции, сухого газа, стабильного газового бензина, гексановой фракции, серы технической.

Управление поставляет на ОАО «Казаньоргсинтез» этановую фракцию, сжиженные газы (фракции пропана, нормального бутана), а на ОАО «Нижнекамскнефтехим» – ШФЛУ, стабильный газовый бензин, изобутан, пентаны.

Дополнительно к основной номенклатуре продукции Управление выпускает газообразные кислород и азот, которые используются для собственных нужд и реализуются другим потребителям. Продукция управления пользуется большим спросом на отечественном рынке. Производственная деятельность предприятия позволяет решать важную экологическую проблему – исключить сжигание нефтяного газа на факелах и тем самым обеспечить экологическую безопасность нефтяного региона.

Управление имеет развитую инженерную инфраструктуру, позволяющую при необходимости провести модернизацию существующих или осуществить строительство новых производств. Основной объем ремонтных работ выполняется силами ремонтно-строительного и ремонтно-механического цехов управления.

У управления есть трубопроводные связи по поставке сырья и отгрузки части своей продукции: сухого газа, этановой фракции, ШФЛУ; выход на государственную сеть железнодорожного сообщения через железнодорожные станции Кульшарипово, Акбаш Куйбышевской железной дороги станцию Агрыз Горьковской железной дороги. Наряду с полным комплексом газоперерабатывающего производства на балансе управления 22 компрессорные станции для перекачки газа, расположенные по всему юго-востоку Татарстана, установка осушки газа в Прикамье, установка очистки газа от сероводорода в Бавлах, установка очистки газа с получением элементарной серы при Миннибаевском ЦПС. Эксплуатируется 2476 км газосборных сетей и напорных газопроводов, 6 насосных станций и 363 км продуктопроводов для перекачки ШФЛУ и готовой продукции.

Управление «Татнефтегазопереработка» является структурным подразделением является структурным подразделением ОАО «Татнефть». Сбор и транспортировка нефтяного газа осуществляется с нефтяных месторождений Республики Татарстан. Компрессорными станциями газовых цехов управления. Основная часть нефтяного газа транспортируется по газопроводам на переработку, оставшаяся часть используется в качестве топлива на собственные нужды предприятий ОАО «Татнефть».

На каждой КС имеются компрессора для приема газа и подачи газа по газопроводам потребителям, факелы, работающие в режиме постоянной готовности для термического обезвреживания углеводородных газов при подготовке и проведению ремонтных работ на КС и газопроводах.

В Бавлинском газовом цехе производится очистка газа от сероводорода. Сероводород после установки сероочистки подвергается термическому обезвреживанию на факеле, в дальнейшем планируется сероводород не сжигать, а получать элементарную серу.

В управлении осуществляется также сбор и транспортировка ШФЛУ с установок комплексной подготовки нефти (УКПН) пятью бензонасосными станциями.

По трубопроводам ШФЛУ поступает на склад №2, оттуда подается через склад готовой продукции (СГП) на переработку на газофракционирующие установки (ГФУ), имеется возможность подачи ШФЛУ по продуктопроводу на Нижнекамский химический комбинат.

На заводе перерабатывается, как высокосернистый попутный нефтяной газ, так и нефтяной попутный газ с меньшим содержанием сероводорода.

Высокосернистый газ поступает на очистку от сероводорода на УСО-60, где производится очистка газа от сероводорода. Очищенный газ смешивается с поступающим с промыслов попутным нефтяным газом и подается на доочистку от сероводорода на УСО-1млрд. куб. м.

На миллиардной установке очистки газа от сероводорода имеется также блок получения элементарной серы путем прямого каталитического окисления, на УСО-60 элементарную серу получают методом Клауса.

Очищенный газ установки очистки от сероводорода направляется на прием центробежных компрессоров К-380 компрессорного зала сырого газа7/8 с последующей подачей на технологические установки. При компремировании из газа выделяется компрессионный бензин, который подается на склад готовой продукции, где смешивается ШФЛУ и подается на газоразделение (ГФУ).

Компримированный газ направляется на установку осушки и очистки газа, где производится двухстадийная осушка от влаги и очистка от СО2 . На этой установке газ осушается от влаги и очищается от СО2 комбинированным раствором моноэтаноламина и диэтиленгликоля. После жидкостной осушки газ подается на доосушку и очистку твердым адсорбентом – силикагелем и цеолитами.

Затем осушенный и очищенный газ направляется на установку низкотемпературной конденсации и ректификации (НТКР), где с использованием «глубокого» холода (пропанового и этанового), получаемого при испарении жидкого пропана и этана, вырабатываются жидкие углеводороды (УЖ), товарный этан и сухой обензиненный газ. Жидкие углеводороды направляются на переработку на установки газофракционирования (ГФУ-2 и ГФУ-300), где перерабатываются совместно с КБ и ШФЛУ с получением товарной продукции – фракции пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана или изопентан-пентановой фракции, стабильного газового бензина.

Сухой отбензиненный газ с установки НТКР смешивается со сбросными газами отпарных колонн ГФУ, газами регенерации и охлаждения УООГ и частично с очищенным нефтяным газом подается на прием дожимных газомотокомпрессоров 10ГК компрессорного зала отбензиненного газа – 7/8 и перекачивается в магистральный газопровод в качестве топливного газа.

Этан под собственным давлением подается по этанопроводу на Казанский завод органического синтеза.

В составе завода имеется азотно-кислородная станция (АК-0.6), на которой производится газообразные кислород и азот, реализуемые потребителем, а также используемые в управлении.

Для приема, хранения и отгрузки сырья и готовой продукции в управлении имеются склады сырья и готовой продукции, которые состоят из СНЭ, СГП, складов №1, 2, 3, склада ГСМ и реагентов.

СНЭ предназначена для приема и отгрузки сырья, реагентов и готовой продукции и состоит из 3-х сливо-наливных эстакад по 30 стояков каждая.

СГП предназначена для хранения готовой продукции и подготовки сырья для ГФУ, а также для приема некондиционной продукции при авариях на технологических установках и состоит из 78 горизонтальных и шаровых емкостей объемом 175 до 600 куб. м.

Склады №1,2,3 предназначены для приема, хранения сырья и готовой продукции и состоят из 40 горизонтальных емкостей объемом по 200 куб. м каждая.

Для откачки продукции на НКХК имеется головная насосная станция, оборудованная герметичными центробежными насосами.

На складе ГСМ и реагентов хранятся в емкостях масла и реагенты, используемые в процессе сбора и переработки.

Газофракционирующая установка ГФУ-300 “ТАТНЕФТЕГАЗПЕРЕРАБОТКА“ предназначена для производства углеводородных фракций: фракции пропановой марки "А", фракции нормального бутана марки "высшая", фракции изобутановой марки "высшая", фракции пентан-изопентановой марки "А" и фракции гексановой.

Продукты ГФУ-300 выпускаются согласно нормативных документов (НД) ТУ, ГОСТ:

Http://all-referats. com/20/1-2785-pererabotka-nefti-i-gaza-na-oao-tataneftegazopererabotka. html

1.Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения

4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

– снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

– контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т. д.;

– конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть

– уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

– подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.

Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ Ÿ Н2О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков [3].

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Http://www. coolreferat. com/%D0%A3%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BA%D0%B0_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B2%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%B9_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

1. В настоящей главе приведены цены на разработку проектов, рабочих проектов и рабочей документации для строительства заводов, установок, зданий и сооружений по переработке попутного нефтяного газа.

2. Ценами настоящей главы учтено проектирование рекультивации нарушенных земель.

3. Стоимость разработки раздела «НОТ рабочих и служащих. Управление предприятием» учтена в комплексной цене в размере 4,1 % от стоимости проекта и 0,9 % от стоимости рабочего проекта.

4. При разработке проектной документации с применением узлового метода строительства и комплектно-блочного монтажа оборудования к ценам таблиц настоящей главы применяется коэффициент до 1,5 по согласованию с заказчиком.

5. Ценами настоящей главы помимо работ, оговоренных в «Общих указаниях по применению Сборника цен на проектные работы для строительства» не учтены стоимости: установок очистки газа и конденсата от серосодержащих элементов, ртути и других примесей (кроме механических), установок газофракционирования, товарных и сырьевых парков, насосных откачки готовой продукции в магистральный продуктопровод и налива в железнодорожные цистерны, сливо-наливных эстакад, склада метанола, газоспасательных станций, главных понизительных подстанций.

6. Стоимость разработки проектно-сметной документации для строительства газоперерабатывающих заводов, отдельных установок, зданий и сооружений основного производственного назначения, а также тепломатериалопроводов в условиях наружной температуры ниже минус 40 °С определяется по ценам Сборника с коэффициентом 1,12.

Http://smetamds. ru/documents/11/pir_tex/1991/02_Glava-03.htm

25 января состоялось торжественное открытие новой столовой на УПН «Смольники». Столовая рассчитана на 20 посадочных мест, соответствует всем требованиям, а также оснащена современным оборудованием. Символическую красную ленту перерезали заместитель генерального директора по персоналу Иван Олегович Шибанов и начальник НГДУ-2 Максим Юрьевич Шкляев, которые обратились со словами приветствия к коллективу УПН «Смольники».

– Несмотря на непростую экономическую ситуацию в стране и в мире, в нашей компании работа идет стабильно. Об этом свидетельствует и открытая сегодня новая столовая. Работа нефтяников никогда не была легкой, поэтому улучшение условий труда, создание по возможности комфортной обстановки являются важными направлениями развития нашей компании. Я желаю вам утром с радостью идти на работу, а вечером с удовольствием проводить время в кругу семьи.

– Сегодня мы открываем третью столовую в НГДУ-2 за последние 5 лет: первая была на Юськинском месторождении, вторая – на Патраковском месторождении и третья – сегодня, у вас. Благодаря вашей сплоченной работе, вашему отношению к производству работа идет успешно и я уверен, что новая столовая придаст вам сил для дальнейших успехов.

Мнение работников УПН «Смольники» выразил А. П. Шкляев, мастер по добыче нефти, газа и конденсата ЦДПН-2 НГДУ-2:

– Мы очень хорошо помним визит Дмитрия Витальевича Арсибекова на Смольниковское месторождение в августе прошлого года. Сегодня мы видим, что наше пожелание о строительстве новой столовой выполнено, и у нас появилась уютная, комфортная столовая, где созданы очень хорошие условия для приёма пищи. Мы благодарны Дмитрию Витальевичу за этот большой вклад в улучшение условий труда на УПН «Смольники».

Http://www. belkamneft. ru/news/novaya-stolovaya-na-upn-smolniki. html? sphrase_id=919040

Более подробно о предлагаемых установках переработки нефти и газа можно узнать на специализированных сайтах компании: .gas-dewatering.

Цена 1 р. 20 к. Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, .. этапе исследований продукты обогащения не подвергались дроблению и.

A. dewatering, dehydrating; н. . в продуктах переработки сырья Источник: ПБ 03 571 03: Единые правила безопасности при дроблении, сортировке

Высокая цена возможных ошибочных решений, требует систематической коррекции полученных результатов. В этой связи антикризисную программу.

Предварительная дробилка для дробления мешков, производственных мешков(биг-бэги), автомобильные шины, тюки, кабель, нити которые дали бы.

11 май 2015 . Dewatering Shaker Installation And Operation And Maintenance · charbon bio. по обработке arenaceous рок. продажа дробилка каменная челюсть конусной. молотковая мельница цена улучшай завод по © 2013 каменная дробилка. Каменная Завершить дробление | каменная дробилка и.

Высокая цена возможных ошибочных решений, требует систематической коррекции полученных результатов. В этой связи антикризисную программу.

Обезвоживание сапропеля, sapropel dewatering, озерный ил, утилизация ила, . реализация сапропеля, продаю сапропель, гранулированный сапропель, .. сапропель рыжление, сапропель обезвоживание, сапропель дробление,.

Цена 1 р. 20 к. Ордена «Знак Почета» издательство «Недра», 103633, .. этапе исследований продукты обогащения не подвергались дроблению и.

Компания Weir Minerals предлагает валковые дробилки высокого давления самого высокого качества, которые применяются для крупного дробления.

11 май 2015 . Dewatering Shaker Installation And Operation And Maintenance · charbon bio. по обработке arenaceous рок. продажа дробилка каменная челюсть конусной. молотковая мельница цена улучшай завод по © 2013 каменная дробилка. Каменная Завершить дробление | каменная дробилка и.

Предварительная дробилка для дробления мешков, производственных мешков(биг-бэги), автомобильные шины, тюки, кабель, нити которые дали бы.

Обезвоживание — (a. dewatering, dehydrating; н. Entwasserung; ф. deshydratation, essorage, egouttage, dessiccation; и. deshidratacion) процесс отделения.

Обезвоживание — (a. dewatering, dehydrating; н. Entwasserung; ф. deshydratation, essorage, egouttage, dessiccation; и. deshidratacion) процесс отделения.

A. dewatering, dehydrating; н. . в продуктах переработки сырья Источник: ПБ 03 571 03: Единые правила безопасности при дроблении, сортировке

18 июн 2014 . Шнековый обезвоживатель осадка Volute (Dewatering Press) .nsfr – Duration: . . Экструдер кормовой цена, запчасти для экструдера, стоимость кормоэкструдера – Duration: . . Дробление камней.

Обезвоживание сапропеля, sapropel dewatering, озерный ил, утилизация ила, . реализация сапропеля, продаю сапропель, гранулированный сапропель, .. сапропель рыжление, сапропель обезвоживание, сапропель дробление,.

Компания Weir Minerals предлагает валковые дробилки высокого давления самого высокого качества, которые применяются для крупного дробления.

Http://maori. in/mobilecrusher/19402-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B4%D0%B0%D0%BC-%D0%B4%D1%80%D0%BE%D0%B1%D0%BB%D0%B5%D0%BD%D0%B8%D0%B5-dewatering-wsyf. html

В «Газпромнефть» успешно завершились пилотные испытания российской инновационной технологии мягкого парового риформинга (МПР) для переработки попутного нефтяного газа (ПНГ).

В «Газпромнефть» успешно завершились пилотные испытания российской инновационной технологии мягкого парового риформинга (МПР) для переработки попутного нефтяного газа (ПНГ). По итогам исследований, проведенных на Крапивинском месторождении в Омской области, новая технология рекомендована к внедрению на предприятиях компании, в первую очередь, на малых и удаленных месторождениях, когда другие способы полезного использования ПНГ нецелесообразны или неприменимы.

Установка МПР позволяет перерабатывать в газ один из компонентов ПНГ — широкую фракцию легких углеводородов без ее предварительного выделения. Полученный продукт готов к использованию в электрогенерации или может быть направлен в трубопровод для дальнейшей транспортировки потребителям. Технологию разработал Институт катализа им. Г. К.Борескова Сибирского отделения РАН, а установку для ее использования на месторождениях производит дочерняя компания института — «БИ АЙ Технолоджи» под наблюдением экспертов Дирекции по газу и энергетике «Газпром нефти» и Научно-технического центра компании. Модульное исполнение установки позволяет легко ее транспортировать на удаленные месторождения. В ходе испытаний степень превращения углеводородов от этана и выше в метан составила 94%, что превышает запланированные показатели.

Для повышения уровня полезного использования ПНГ «Газпром нефть» реализует ряд проектов, позволяющих эффективно его перерабатывать непосредственно в регионах добычи. Технические решения, предложенные к использованию на юго-западной части Крапивинского месторождения, позволяют полностью вовлечь добываемый ПНГ в производственный процесс, обеспечив его утилизацию и увеличив рентабельность проекта.

Http://energoacademy. com/index. php? option=com_acContent&view=material&tmpl=component&catid=59&id=2312:v-gazpromneft-uspeshno-zavershilis-pilotnye-ispytaniya&Itemid=125

Добавить комментарий