МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт промышленных технологий и инжиниринга [МОО1]
Кафедра «Переработки нефти и газа» [МОО2]
| ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ [МОО3] Заведующий кафедрой ПНГ ____________Мозырев А.Г. «___»________ 2022 г. |
Модернизация обвязки колонны установки низкотемпературной конденсации [МОО4]
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к бакалаврской работе
БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ
| НОРМОКОНТРОЛЕР: ассистент __________ Майорова О.О. | РУКОВОДИТЕЛЬ: доцент, к.т.н. ___________ Яковлев Н.С. |
| РАЗРАБОТЧИК: студент [МОО5] группы ХТбз-17-1 ______________ Аминев Р.Н. | |
| Бакалаврская работа защищена с оценкой ______________ Секретарь ГЭК ______Майорова О.О. |
Тюмень, 2022
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное
Образовательное учреждение высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ ПРОМЫШЛЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИНЖИНИРИНГА
| УТВЕРЖДАЮ Заведующий кафедрой ПНГ ________ А.Г. Мозырев «_____»__________ 20___ г. |
ЗАДАНИЕ
на выпускную квалификационную работу (ВКР)
(бакалаврскую работу)
Ф.И.О. обучающегося: Аминев Рустам Наильевич
Ф.И.О. руководителя ВКР: Яковлев Николай Семенович
Тема ВКР: Модернизация обвязки колонны установки низкотемпературной конденсации
утверждена приказом по ИПТИ от 25.03.2022г № 03-3030/37а
Срок предоставления завершенной ВКР на кафедру – 14.06.2022г
Исходные данные к ВКР производственные, научно-технические, патентная литература, научные источники, учебная литература.
|
|
Содержание пояснительной записки
| Наименование раздела (главы) | Кол-во листов графической части (при наличии)** | Дата выполнения |
| РЕФЕРАТ | - | 10.06.22г |
| СОДЕРЖАНИЕ | - | 10.06.22г |
| ВВЕДЕНИЕ | - | 13.05.22г |
| ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ | - | 10.06.22г |
| 1 Литературный обзор | - | 20.05.22г |
| 2 Технологическая часть | - | - |
| 2.1 Выбор и обоснование технологической схемы производства | - | 22.05.22г |
| 2.2 Характеристика сырья и готовой продукции | - | 22.05.22г |
| 2.3 Принципиальная технологическая схема производства с описанием | 24.05.22г | |
| 2.4 Материальный баланс производства | - | 26.05.22г |
| 2.5 Расчёт основного оборудования с расчётом материальных и тепловых балансов аппаратов, их технологических характеристик и параметров | - | 30.05.22г |
| 2.6 Расчёт вспомогательного оборудования производства | - | 02.06.22г |
| 3 КИП и автоматизация производства | 04.06.22г | |
| 4 Механическая часть | 08.06.22г | |
| ЗАКЛЮЧЕНИЕ | - | 10.06.22г |
| СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ | - | 10.06.22г |
| ПРИЛОЖЕНИЯ – графическая часть на листах формата А1: - технологическая схема производства. - КИП и автоматизация основного аппарата установки. - механический чертёж основного аппарата. | 12.06.22г |
Всего листов графической части ВКР ** - 3 листа.
Дата выдачи задания 04.04.2022г ______________________
(дата) (подпись руководителя)
Задание принял к исполнению 04 .04.2022г ______________________
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ
Разраб.
Аминев Р.Н.
Провер.
Яковлев Н.С.
Реценз.
Н. Контр.
Майорова О.О.
Утверд.
Мозырев А.Г.
РЕФЕРАТ
Лит.
Листов
РЕФЕРАТ ТИУ ИПТИ
гр.ХТбз-17-1
|
|
Выпускная квалификационная работа (бакалаврская работа) 112 [МОО6] с., 11 рисунков, 22 таблицы, 12 источников, 3 приложения.
Ключевые слова: низкотемпературная конденсация, переработка газа, широкая фракция легких углеводородов, ГПК, деметанизатор, деэтанизатор.
Целью дипломного проекта является модернизация обвязки колонны установки низкотемпературной конденсации. В процессе выполнения проекта были освещены вопросы современного состояния процесса переработки нефтяного газа.
В связи с изменением состава попутного газа, снизился коэффициент извлечения фракции С3+. Это обусловлено тем, что фактически поступающий газ в своем составе имеет меньшую концентрацию целевых компонентов.
Для повышения перепада на всасе и нагнетании насоса и поднятия давления в К-301 было предложено установить герметичные насосы марки БЭН. Произведенные технологические расчеты показали эффективность данных параметров.
В механической части дипломного проекта был определен расчет модернизируемого насоса. В разделе КИП и автоматизация производства представлена технологическая схема обвязки колонны деметанизатора К-301, деэтанизатора К-301 с описанием работы контрольно-измерительных приборов.
СОДЕРЖАНИЕ
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
| Разраб. |
| Аминев Р.Н. |
| Провер. |
| Яковлев Н.С. |
| Реценз. |
| Н. Контр. |
| Майорова О.О. |
| Утверд. |
| Мозырев А.Г. |
| СОДЕРЖАНИЕ |
| Лит. |
| Листов |
| ТИУ ИПТИ гр.ХТбз-17-1 |
|
|
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ………………..........…..7
ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................... 8
1 Литературный обзор.......................................................................................... 11
1.1 Основные и вспомогательные юбъекты газоперерабатывающего завода 11
1.1.1 Компрессорная станция сырого газа................................................... 13
1.1.2 Установки осушки газа......................................................................... 15
1.1.3 Установки отбензинивания газа........................................................... 16
1.1.4 Установка деэтанизации нефтяного газа............................................. 16
1.1.5 Установки газофракционирования (ГФУ)........................................... 17
1.1.6 Установки стабилизации и разделении газового конденсата............. 18
1.1.7 Системы пропанового, аммиачного и каскадного охлаждении......... 18
1.1.7.1 Охлаждение газов при расширении с производством внешней работы 19
1.1.8 Товарные парки и сливо-наливные эстакады...................................... 23
1.1.9 Факельное хозяйство............................................................................ 23
1.2 Технологические процессы на газоперерабатывающих заводах........... 24
1.3 Извлечение целевых углеводородов из нефтяного и природного газов способами низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации 28
1.3.1 Теоретические основы процесса конденсации углеводородных смесей………………………………………...…………………...………..28
1.3.2 Описание технологической схемы НТК............................................. 30
1.3.3 Описание технологической схемы НТР.............................................. 32
1.3.4 Технологическая схема установки НТР с глубоким охлаждением газа 34
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
1.4 Описание технологического процесса низкотемпературной конденсации на месторождении Няганьнефтегаз........................................................................ 43
1.5 Требования к АСУ ТП технологического обь[МОО7] екта.......................... 44
2 Технологическая часть................................................................................... 48
2.1 Обоснование реконструкции и установки насосов НЦ- 301/4,5............. 48
2.2 Характеристика сырья и готовой продукции.......................................... 50
2.2.1 Сырье.................................................................................................... 50
2.2.2. Готовая продукция.............................................................................. 51
2.3 Принципиальная технологическая схема.................................................... 56
2.4 Материальный баланс производства........................................................... 59
2.5 Расчёт модернизированного насоса............................................................ 64
2.6 Технологический расчет колонны К-302................................................. 68
2.6.1 Материальный баланс аппарата.......................................................... 68
2.6.2 Расчет температуры и давления........................................................... 69
2.6.3 Материальные потоки секции питания................................................ 76
2.6.4 Число тарелок в колонне...................................................................... 77
2.6.5 Тепловая нагрузка конденсатора колонны......................................... 78
2.6.6 Тепловая нагрузка кипятильника........................................................ 79
2.6.7 Диаметр колонны................................................................................. 80
2.6.8 Высота колонны................................................................................... 86
2.6.9 Расчет основных диаметров штуцеров................................................ 87
3 КИП и автоматизация производства................................................................. 91
3.1 Задача автоматизации производства........................................................... 91
3.2 Автоматизация установки переработки нефтяного газа............................. 91
3.3 Описание схемы управления........................................................................ 96
3.4 Спецификация КИП и регулирующих клапанов........................................ 101
4 Механическая часть........................................................................................... 107
4.1 Расчет привода модернизируемого насоса................................................. 107
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ............................................. 111
[МОО8]
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1
БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ
Разраб.
Аминев Р.Н.
Провер.
Яковлев Н.С.
Реценз.
Н. Контр.
Майорова О.О.
Утверд.
Мозырев А.Г.
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
Лит.
Листов
1
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ ТИУ ИПТИ
гр.ХТбз-17-1
АВО – аппарат воздушного охлаждения
АВР – автоматическое включение резерва
АРМ – автоматическое рабочее место оператора
АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическим процессом
БГС – бензин газовый стабильный
ГГ – горючий газ
ГЖ – горючая жидкость
ГПЗ – газоперерабатывающий завод
ГПП - газоперерабатывающее производство
ГЭ – главный электродвигатель
ИТР – инженерно-технические работники
КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика
КЦ – компрессор центробежный
ЛВЖ – легковоспламеняющаяся жидкость
НД – нормативный документ
НМУ – неблагоприятные метеорологические условия
НКПР – нижний концентрационный предел распространения пламени
НТК – установка низкотемпературной конденсации
ПАЗ – противоаварийная защита
ПБ – правила безопасности
ПДВ – предельно-допустимые выбросы
ПДК – предельно допустимая концентрация
ПНГ – попутный нефтяной газ
ППК – пружинный предохранительный клапан
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ
Разраб.
Аминев Р.Н.
Провер.
Яковлев Н.С.
Реценз.
Н. Контр.
Майорова О.О.
Утверд.
Мозырев А.Г.
ВВЕДЕНИЕ
Лит.
Листов
ВВЕДЕНИЕ ТИУ ИПТИ
гр.ХТбз-17-1
Любой горючий газ, добываемый из земных недр, будь то природный или попутный нефтяной, по своей химической природе разнообразен. В его состав кроме углеводорода входят также пылевидные частицы, пары воды, азот, а газы некоторых месторождений содержат и кислые компоненты - сероводород, меркаптаны и диоксид углеводорода.
Такой состав газа обусловливает необходимость его подготовки для дальнего транспорта и последующего использования. Под подготовкой подразумевается очистка газа от механических примесей, отделение от него жидкости, осушка, а также извлечение из него высокомолекулярных углеводородов (С6+в) до такой глубины, чтобы при перекачке под высоким (до 7,5 МПа) давлением не происходила закупорка трубопровода выпавшим углеводородным конденсатом.
Осушка должна быть осуществлена до такой степени, чтобы полностью исключить гидратообразование в газопроводе.
После такой подготовки в промысловых условиях бессернистый природный газ направляют непосредственно на головные компрессорные станции (ГКС) магистральных газопроводов.
Газ, содержащий сернистые соединения, а также весь выпавший на промысловых установках газоконденсат и выделившийся в сепарационных установках нефтяной газ поступают на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ).
На современных ГПЗ и установках из газового и конденсатного сырья производят многие виды ценнейшей продукции, такие как сухой газ коммунально-бытового назначения, этановую фракцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), стабильный газоконденсат, элементарную серу, меркаптаны.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
- сжиженных газов для коммунально-бытового потребления;
- пропановой, изобутановой, бутановой, изопентановой, пентановой фракций, используемых в качестве сырья для нефтехимического синтеза;
- дизельного топлива, авиакеросина, автомобильного бензина, растворителей, флотореагентов и котельного топлива.
Наша страна, обладая огромными запасами углеводородного сырья, имеет развитую нефтегазодобывающую промышленность. Наряду с этим следует указать, что нефтяная отрасль значительно отстает в использовании нефтяного газа.
Потери нефтяного газа в нашей стране обусловлены тем, что до настоящего времени из-за отсутствия необходимого компрессорного оборудования не производится обратная закачка газа в нефтяной пласт.
Отрицательным фактором является и то, что добыча природного газа из газоконденсатных месторождений производится на истощение, в результате чего около половины ресурсов газового конденсата оседает в пласте, что в итоге ведет к потерям миллионов тонн конденсата. Кроме того, выпавший конденсат, закупоривая поры пласта, препятствует максимальному отбору газовой фазы.
Большинство газоперерабатывающих, заводов, построенных в 50-60-е годы, в также в первой половине 70-х годов, имеют большой моральный и физический износ, устаревшую технологию; значительное количество ГПЗ в связи с истощением ресурсов нефтяного газа работают с загрузкой менее 50 %.
Из-за неполноты конверсии сероводорода в элементарную серу, связанной с несовершенством технологии, заводами, перерабатывающими серосодержащий газ, наносится существенный вред окружающей среде.
В свете сказанного выше работникам нефтедобывающей промышленности необходимо решать следующие задачи:
1. повысить коэффициент использования нефтяного газа, доведя его до 90-95 % от добычи, осуществить техническое перевооружение
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
2. осуществить строительство заводов по переработке природных и, прежде всего, этан-содержащих газов и газового конденсата с выработкой этана, сжиженных газов, моторных топлив.
3. принять участие в строительстве и дальнейшей эксплуатации газохимических комплексов в Западной Сибири по производству пластических масс, ароматических углеводородов, спиртов.
4. разработать и внедрить новейшие технологии по углублению отбора из перерабатываемого сырья- этана, пропана и высших углеводородов с применением турбодетандеров усовершенствованием системы рекуперации холода внутренних потоков, применением мембранной технологии.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата
Лист
1
БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ
Разраб.
Аминев Р.Н.
Провер.
Яковлев Н.С.
Реценз.
Н. Контр.
Майорова О.О.
Утверд.
Мозырев А.Г.
Литературный обзор
Лит.
Листов
37
1 Литературный обзор ТИУ ИПТИ
гр.ХТбз-17-1
Основные и вспомогательные объекты газоперерабатывающего завода
Газоперерабатывающее производство может быть организовано как самостоятельный завод или как газоотбензинивающая установка в составе нефтегазодобывающего управления.
Технологические установки строят для переработки относительно небольших количеств газа, отбензиненный газ направляют потребителям или используют для газлифтной добычи нефти, а извлеченный из газа нестабильный бензин транспортируют по трубопроводам на ГПЗ или ЦГФУ нефтехимкомбинатов. Если же такой возможности нет, нестабильный бензин закачивают в сырую нефть.
Газоотбензинивающие установки малой мощности могут быть стационарными или передвижными. Производительность таких установок по перерабатываемому газу бывает от 40000 до 300 000 м3/сут.
Малогабаритные установки по переработке нефтяного газа (МГБУ) получили наиболее широкое распространение в США. Они предназначаются для переработки нефтяных газов в период между началом добычи нефти на месторождении и началом функционирования газоперерабатывающего завода, куда впоследствии подается нефтяной газ, для подготовки избыточного его количества в пиковые периоды добычи нефти в регионе, а также для переработки нефтяных газов месторождений, с которых подача на ГПЗ экономически не целесообразна.
Современный газоперерабатывающий завод имеет сложную структуру, все его технологические объекты жестко взаимосвязаны. Газоперерабатывающие заводы могут состоять из одной технологической нитки (одноблочные) или
нескольких (многоблочные).
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| 2 |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
В тех случаях, когда отбензиненный газ в больших количествах перекачивают под высоким давлением, т. е. под давлением выше, чем в процессе отбензинивания, ГПЗ в своем составе имеют также дожимные компрессорные станции.
В состав общезаводского хозяйства входят объекты вспомогательного назначения: сооружения и сети водо-, паро-, электроснабжения, канализации, связи и сигнализации; служба КИП и автоматики; лаборатория; азотно-кислородная станция; ремонтно-механическая мастерская и т. д.
Сернистые соединения и диоксид углерода выделяют из сырьевого газа на специиальных установках. Природный и газоконденсатный сероводородсодержащие газы поступают на завод под повышенным давлением из УППГ (до 5,5 МПа) и под этим давлением из него извлекают кислые компоненты.
Нефтяной серосодержащий газ на завод поступает под небольшим давлением (0,15- 0,35 МПа).
Процесс извлечения наиболее целесообразна проводить именно под таким давлением, т.е. без дополнительного компримирования, когда содержание Н2S в газе превышает 1 %. При меньшем содержании сероводорода в газе процесс очистки ведут под повышенным давлением (3,5-5,5 МПа), т.е. после компримирования. Раздельно на очистку принимает малосернистые и высокосернистые газы. Если на завод на переработку поступает бессернистый и
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| БР.18.03.01.03-3030/37а.419.2022.00.ПЗ |
На нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи в продуктивные пласты закачивают воду. В результате контакта этой воды с нефтью создаются благоприятные условия для размножения бактерий, питательной средой, для которых служат неактивные сернистые соединения в сульфиды R-S-R и дисульфиды R-S-S-R, содержащиеся в нефти.
Бактерии превращают их в активные соединения - сероводород H2S и меркаптаны RSH, R- радикал. Сероводород выделяется из нефти и попадает в нефтяной газ.
Например, в начальный период эксплуатации месторождений Башкортостана, Татарстана, полуострова Мангышлак газ был абсолютно бессернистым, по истечении нескольких лет эксплуатации в газах этих месторождений появился сероводород, что потребовало на Миннибаевском и Казахском ГПЗ внедрения процесса сероочистки поступающего сырого газа. В проектах вновь строящихся газоперерабатывающих заводов в Западной Сибири закладываются установки аминовой очистки нефтяного газа, рассчитанные на извлечение H2S из газа в поздний период эксплуатации месторождения. [1,с. 112].