Содержание
Введение
Основная часть
1.1 Физико- химическая характеристика нефти месторождение Оймаша
1.2 Шифр нефти месторождения
1.3 Описание поточной схемы
Расчетная часть
2.1Расчет материального баланса установок входящих в поточную схему
2.2 Сводный материальный баланс
Заключение
Графическая часть
Введение
Нефть для Казахстана – это гораздо больше, чем просто экспортный продукт. Нефть – важнейший символ стабильности, с которым связаны перспективы государства и общества.
Казахстан являются крупнейшими производителями нефти среди стран СНГ. Это государства обладают огромным потенциалом нефтяных запасов, прежде всего связанных с перспективой освоения шельфа Каспийского моря. Реализация таких перспективных проектов позволит Казахстану стать реальными конкурентами среди крупных производителей в мире.
В ближайшие пять-десять лет с учетом увеличения объемов добычи нефти и газа, планов по развитию нефтепереработки и нефтехимии роль нефтегазового сектора в развитии нашей страны, безусловно, будет только расти. Казахстана в мировой экономике, рассматривается как перспективный и надежный партнер, который вносит свой конкретный вклад в обеспечение мировой энергетической безопасности. Казахстан входит в число 15 стран с крупнейшими запасами углеводородного сырья и является одним из пяти регионов мира с наибольшим потенциалом роста добычи нефти в период до 2025 года.
В наше время нефть — важнейший фактор в экономике и политике, определяющий вектор развития многих государств. Энергетические возможности и ресурсы страны играют важную роль не только в обеспечении экономической независимости и безопасности, но и в степени ее влияния на политические процессы в мире. Сегодня интерес к получению казахстанских энергоресурсов проявляет Европа, Юго-Восточная Азия, Китай, мы реализуем и разрабатываем проекты экспорта углеводородов, сотрудничаем со многими странами.
|
|
Эксперты прогнозируют восстановление экономического роста по всему миру, что приведет к увеличению потребления энергоносителей. В ближайшее десятилетие планируем значительно увеличить объемы добычи нефти и, конечно же, ожидаем усиления интереса со стороны стран-импортеров, международных компаний к разработке казахстанских нефтегазовых проектов.
В настоящее время в Казахстане функционирует три нефтеперерабатывающих завода: Атырауский, Павлодарский, Шымкентский. Их суммарная мощность составляет 19,4 млн. тонн нефти в год (390000 млн. баррелей) при средней глубине переработки 65,3%. Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн.тонн. Крупнейшее месторождение области - Тенгизское (начальные извлекаемые запасы – 781,1 млн. тонн.). Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Наиболее значимым геологическим открытием в этом регионе является Жанажольская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти и конденсата около 170 млн. тонн.
Цель работы. Разработать поточную схему переработки нефти месторождения Оймаша, основываясь на ее физико-химических характеристиках.
|
|
Основная часть
Физико-химическая характеристика нефти месторождение Оймаша
Оймаша нефтяное месторождение в Мангистауской области Казахстана, на полуострове Мангышлак. Относится к Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области. Месторождение Оймаша было открыто в 1980 году. Залежи находятся на глубине 3,1 — 3,7 км. Продуктивны отложения среднего палеозоя, триаса и нижней юры. Дебит нефти 80 т/сут.
Физико-химическая характеристика нефти такова: плотность 0,766 г/см3, вязкость при 20˚С 1,551 мм2/с; коксуемость 0,18 %; температура вспышки 19 ˚С, застывания -21 ˚С; содержание асфальтенов 0,002 %, смол силикагелях 1,7 %, парафина 2,35 %, серы 0,015 %, механических примесей 0,021 %; кислотное число 0,03 мг КОН на 1 г, содержание ванадия 4 мкг/г, никеля 1 мкг/г; фракционный состав по ГОСТу 2177-82: до 100˚С - 18 %, до 200 ˚С – 52 %, до 300 ˚С – 70%.
Таким образом, нефть легкая, низко застывающая, парафинистая, малосернистая. Разгонку нефти на фракции осуществляли последовательно на аппарате АРН-2 (до 450 ˚С) и в глубоковакуумной колбе (до 560 ˚С). Выход фракций составил: 200 ˚С – 55,4 %, до 350 ˚С – 81,1 %, до 500 ˚С – 94,0 %, до 560 ˚С – 98%.
Фракция н.к - 62 ˚С (выход 4,7) содержит приблизительно в одинаковом количестве нормальные и изопарафиновые углеводороды (42,4 и 43,3% соответственно) и 12,3 % нафтеновых. Суммарные содержания н-гексана 28,5%. Следовательно, эта фракция является хорошим сырьем для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов каталической изомеризацией н-парафиновых углеводородов, практически не содержит серы и отличается низкой кислотностью.
|
|
Исследуемая нефть характеризуется очень высоким выходом бензиновых фракций (таблица 1).
Таблица 1. Характеристика бензиновых фракций
| Показатели | Бензиновая фракция, ˚С | |||
| н.к - 85 | н.к - 120 | н.к - 140 | н.к – 180 | |
| Выход, % | 19,3 | 34,1 | 40,1 | 51,1 |
| 20 ρ 4 | 0,6550 | 0,6983 | 0,7055 | 0,7374 |
| Фракционный состав, ˚С, при: | ||||
| н.к | ||||
| 10 % | ||||
| 50 % | ||||
| к.к |
Примечание. Содержание общей серы – следы; кислотность – отсутствует.
В таблице 2 приведена характеристика керосиновых фракция 120 – 230 ˚С и 150 – 280 ˚С. Первая фракция характеризуется низкими вязкостью при -40 ˚С и температурой начала кристаллизации, но не содержит серы как общей, так меркаптановой. Однако по некоторым показателям она не соответствует требованиям ГОСТа 10227-86 на реактивное топливо марок ТС-1 и РТ. Фракция по всем показателям, кроме кислотности, удовлетворяет требованиям ОСТа 38.01407-86 на осветительный керосин КО-20 и может быть использована в этом качестве после защелачивания.
Таблица 2. Характеристика керосиновых фракций
| Показатели | Керосиновая фракция, ˚С | |
| 120-230 | 150-280 | |
| Выход, % | 25,5 | 28,3 |
| Вязкость, мм2/с, при: | ||
| 20 ̊ С | 1,101 | 1,698 |
| -40 ˚С | 3,835 | - |
| 20 ρ 4 | 0,7800 | 0,8001 |
| Фракционный состав, ˚С, при: | ||
| н.к | - | |
| 10 % | - | |
| 50 % | - | |
| 90 % | - | |
| 98 % | - | |
| Кислотность, мг КОН на 100 мл | 0,81 | 1,35 |
| Температура, ̊ С: | ||
| начала кристаллизации | Ниже -60 | - |
| помутнения | - | -41 |
| вспышки | ||
| Содержание ароматических углеводородов, % |
Физико-химические характеристики фракций дизельного топлива приведены в таблице 3.
Таблица 3. Характеристика дизельного топлива
| Показатели | Фракции дизельного топлива, ˚С | ||||
| 140-320 | 140-350 | 180-350 | 180-360 | 200-320 | |
| Выход, % | 36,6 | 41,0 | 30,0 | 31,9 | 21,3 |
| ρ 420 | 0,8046 | 0,8096 | 0,8215 | 0,8210 | 0,8190 |
| Продолжение таблицы 3 | |||||
| Вязкость при 20 мм2/с: | 1,931 | 2,524 | 3,029 | 3,166 | 2,935 |
| Фракционный состав, ̊С, при: | |||||
| 50 % | |||||
| 96 % | |||||
| Температура, ˚С: | |||||
| Вспышки | |||||
| Застывания | -36 | -30 | -24 | -24 | -29 |
| Помутнения | -33 | -26 | -17 | -16 | -24 |
| Содержание, %: | |||||
| Нафтено-парафиновых углеводородов | - | - | - | ||
| Серы | 0,019 | 0,022 | 0,024 | 0,032 | 0,034 |
Фракция дизельного топлива 140-320 ̊ С по всем показателям отвечает требованием ГОСТа 305-82 на зимнее дизельное топливо З-0,2-35. Фракция 140-350 ˚С имеет несколько завышенную температуру застывания -32 ̊ С (по ГОСТу -35 ˚С) при соответствии всех прочих показателей нормативным и может быть использована как малосернистый компонент этого топлива или низко застывающий компонент летнего дизельного топлива. Фракции 180-350, 108-360 и 200-320 ̊ С соответствуют требованиям ГОСТа 305-82 на летнее дизельное топлива Л-0,2-62. Все фракции имеют высокое цетановое число (53-59).
Фракция 350-500˚С по основным характеристикам удовлетворяет требованиям к сырью каталитического крекинга.
Остатки оймашинской нефти характеризуются невысоким содержанием серы и металлов, низкими значениями плотности, вязкости, коксуемости и зольности (таблица 4).
Таблица 4. Характеристики остатков
| Показатели | Остаток, ̊ С | |||
| выше 350 | выше 400 | выше 450 | выше 500 | |
| Выход, % | 18,9 | 15,4 | 11,1 | 6,0 |
| ρ 20 4 | 0,8838 | 0,8910 | 0,8947 | 0,9024 |
| Вязкость условная при: | ||||
| 50 ̊ С | 4,40 | 5,95 | 16,70 | 45,40 |
| 80 ̊ С | 2,32 | 3,10 | 4,97 | 11,50 |
| 100˚ С | 1,76 | 2,23 | 2,91 | 5,75 |
| Содержание серы, %: | 0,03 | 0,04 | - | 0,05 |
| Коксуемость, % | 0,81 | 1,19 | 1,60 | 2,70 |
| Продолжение таблицы 4 | ||||
| Зольность, % | - | - | 0,15 | 0,055 |
| Температура, ̊ С: | ||||
| застывания | ||||
| вспышки | ||||
| Содержание меди, мкг/г |
Мазут по всем показателям соответствует требованиям ГОСТа 10585-75 на котельное топливо марок 40 и 100.
Из остатка выше 350 ˚ С получены высоко индексные базовые масла (таблица 5).
Таблица 5. Характеристика базового масла
| Показатели | Базовое масло1 | ||
| I | II | III | |
| Выход, % | |||
| на остаток | 62,3 | 64,2 | 67,0 |
| на нефть | 11,8 | 12,1 | 12,7 |
| 20 ρ 4 | 0,8678 | 0,8720 | 0,8726 |
| Вязкость, мм2/с, при: | |||
| 40 ̊ С | 51,86 | 54,93 | 56,02 |
| 50 ˚С | 33,22 | 35,69 | 35,99 |
| 100 ̊ С | 7,552 | 7,671 | 7,851 |
| Индекс вязкости | |||
| Температура застывания, ˚ С | -20 | -19 | -19 |
1 Смесь углеводородов парафиновых, нафтеновых и ароматических после депарафинизации I-III групп.
Выход петролатума составил 23,2 % на остаток или 4,4 на нефть.
Как видно из таблицы 5, мазут исследуемой нефти может быть хорошим сырьем для производства маловязких высоко индексных масел. [3]