Установка первичной переработки нефти БДУ-2КНпроизводительностью 20 000 тонн в годпо сырью. Среднетрубная нефть паспорт


нефть среднетрубного качества

нефть среднетрубного качества

... for processing of Urals oil

Explanation:читал я в аргументах и фаутах, что РОССИЙСКАЯ НЕФТЬ НЕФТЬ СРЕДНЕТРУБНОГО КАЧЕСТВА называется на западе Urals oil

--------------------------------------------------Note added at 14 mins (2005-11-08 09:20:51 GMT)--------------------------------------------------

Russian Oil Prices, IMF - Johnson's Russia List 1-17-03 ... are based on the assumption of an average price of $21.5 per barrel of Urals oil. Russian Urals oil was quoted at around $31 a barrel on Thursday. ...

www.cdi.org/russia/johnson/7021-1.cfm

--------------------------------------------------Note added at 21 mins (2005-11-08 09:27:59 GMT)--------------------------------------------------

Герман Греф уравнял Urals и Brent 18.08.2005 11:26

Распечатать новость

МОСКВА, 18 августа. /"ФК-Новости"/. Упрек президента в том, что российская нефть дешевле иностранной, вызвал моментальную реакцию. Глава Минэкономразвития Герман Греф уже предложил свой рецепт увеличения доходов бюджета за счет сокращения разницы между Urals и Brent. По мнению министра, в России надо создать банк качества нефти.

Банк качества нефти - это система, позволяющая отдельно транспортировать сырье разного качества. Такие компании, как "Сибнефть", "ЛУКОЙЛ", ТНК-ВР, в основном добывают "легкую" нефть, с низким содержанием серы. "Татнефть" и "Башнефть", напротив, разрабатывают месторождения с "тяжелой" нефтью, перерабатывать которую дороже. Однако вся нефть сегодня смешивается в трубе и идет на экспорт под маркой Urals. Стоит она на мировых рынках меньше, чем западный аналог Brent. Именно этот факт недавно возмутил президента, и он попросил правительство подумать, как устранить эту несправедливость.

У главы МЭРТа Германа Грефа немедленно появилась идея создать банк качества нефти. "Это может привести к сокращению разрыва цен на нефть марки Brent и Urals",?- высказался он, комментируя просьбу президента. Однако в министерстве еще не знают, как это сделать. "Пока неизвестно, что делать с высокосернистыми сортами нефти, которые добываются на территории страны, а также с компаниями, добывающими такую нефть", - отметил министр.

Пассаж Грефа эксперты не совсем поняли. Ведь в России уже существует система и технологии раздельной транспортировки нефти. Но запустить этот механизм мешают лобби отдельных компаний, добывающих "тяжелую" нефть. Еще три года назад "Транснефть" предложила нефтяникам оставить все как есть, но доплачивать за высокосернистую нефть и, наоборот, штрафовать тех, кто "портит" общую картину. "Больше других ратовал за это в свое время "ЮКОС", сейчас таких лоббистов нет", - говорит Сергей Суверов из Газпромбанка. В итоге инициативу спустили на тормозах. "Татнефть" и "Башнефть" добывают менее 8% нефти в стране, но на них держатся республиканские бюджеты. И отрезать так просто эти компании от трубы нельзя.

Создание банка качества не приведет одномоментно к росту цены на Urals. Так как сырье все равно будут мешать. "Это очень длительный и суперзатратный проект",?- говорит Сергей Суверов. А вот перераспределение финансовых потоков в отрасли создание банка качества нефти ускорит. "Роснефть" (с ее "Юганскнефтегазом"), "ЛУКОЙЛ", "Сибнефть" и ТНК-ВР сразу почувствуют это на своих бюджетах - их выручка вырастет как минимум на 8-10%.

РЖД тоже выполняет поручение президента

"Российские железные дороги" провели вчера отдельное совещание по повышению эффективности нефтяного экспорта. И предложили так называемую интермодальную схему перевозки "легкой" нефти по железной дороге. По расчетам компании, нефтяники смогли бы сэкономить на каждых 5 млн тонн "легкой" нефти $150-200 млн ежегодно.

http://www.fcinfo.ru/themes/basic/materials-document.asp?fol...

www.proz.com

Паспорт нефтепромыслового трубопровода для транспорта нефти, газа и попутно добываемой пластовой воды

Приложение 1 к Правилам по эксплуатации,

ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов РД 39-132-94

ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА Наименование предприятия _________________________________________ __________________________________________________________________ Цех ______________________________________________________________ Наименование и назначение трубопровода ___________________________ __________________________________________________________________ Год пуска в эксплуатацию _________________________________________ Общая протяженность трубопровода, км _____________________________ Рабочая среда ____________________________________________________ Рабочие параметры: давление ______________________________________ температура ___________________________________ ┌───┬──────────────────────┬──────────────────┬──────────────────┐ │ N │ Наименование участка │ Наружный диаметр │ Протяженность │ │п/п│ или обозначение его │ и толщина стенки │ участков │ │ │ на схеме │ трубы, мм │ трубопровода, м │ ├───┼──────────────────────┼──────────────────┼──────────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └───┴──────────────────────┴──────────────────┴──────────────────┘ Перечень схем, чертежей и других документов, предъявляемых при сдаче трубопроводов в эксплуатацию, предусмотренных СНиПом, действующими Правилами, специальными техническими условиями или проектом __________________________________________________________________ (с указанием места хранения документов или с приложением их копий) __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ ДАННЫЕ О МОНТАЖЕ (заполняется для вновь вводимых трубопроводов) Трубопровод смонтирован __________________________________________ (наименование монтажной организации) в полном соответствии с проектом, разработанным __________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ (наименование проектной организации) по рабочим чертежам ______________________________________________ (номера чертежей) Род сварки, применявшейся при монтаже трубопровода _______________ __________________________________________________________________ Данные о присадочном материале ___________________________________ __________________________________________________________________ (тип, марка, ГОСТ или ТУ) Сварка трубопровода произведена в соответствии с требованиями РД 38.13.004-86 сварщиками, прошедшими испытания в соответствии с "Правилами испытания электросварщиков и газосварщиков", утвержденными Госгортехнадзором России ___________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ Данные о материалах, из которых изготовлен трубопровод: А. Сведения о трубах и сварных фасонных деталях ┌───┬───────────────────────────┬───────────┬────────┬───────────┐ │ N │Наименование элементов, их │ Размеры │ Марка │ГОСТ или ТУ│ │п/п│ расположение на схеме │ │ стали │ │ ├───┼───────────────────────────┼───────────┼────────┼───────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └───┴───────────────────────────┴───────────┴────────┴───────────┘ Б. Фланцы и крепежные детали ┌───┬───────────────────────────┬──────────┬─────────┬───────────┐ │ N │ Наименование элементов, их│ Размеры, │ Марка │ГОСТ или ТУ│ │п/п│ расположение на схеме │ давление │ │ │ │ │ │ условное │ │ │ ├───┼───────────────────────────┼──────────┼─────────┼───────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └───┴───────────────────────────┴──────────┴─────────┴───────────┘ В. Арматура и фасонные детали (литые и кованые) ┌───┬────────────────────────────┬──────────┬────────┬───────────┐ │ N │ Наименование элементов, их │ Размеры, │Материал│ГОСТ или ТУ│ │п/п│ каталожное обозначение, │ давление │ │ │ │ │ расположение на схеме │ условное │ │ │ ├───┼────────────────────────────┼──────────┼────────┼───────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └───┴────────────────────────────┴──────────┴────────┴───────────┘ РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ (заносятся данные последних испытаний) Трубопровод испытан на прочность гидравлическим (пневматическим) пробным давлением ________________________________________________ __________________________________________________________________ При давлении _____________________________________________________ трубопровод был осмотрен; обнаружено _____________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ При испытании на плотность давлением _____________________________ __________________________________________________________________ трубопровод выдержал при этом давлении ____________________ часов. Падение давления за время испытания, отнесенное к одному часу составило _______________________________________________ % в час. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Трубопровод изготовлен и смонтирован в соответствии с действующими правилами и нормами и признан годным к работе _______ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ __________________________________________________________________ Подпись владельца трубопровода ___________________________________ (должность, Ф.И.О.) Подпись представителя монтажной организации (обязательна только для вновь вводимых трубопроводов) ________________________________ (должность, Ф.И.О.) Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода ┌─────────────────────┬────────────────────┬─────────────────────┐ │Номер и дата приказа │ Фамилия, имя, │ Подпись │ │ о назначении │отчество, должность │ ответственного лица │ ├─────────────────────┼────────────────────┼─────────────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ └─────────────────────┴────────────────────┴─────────────────────┘ Запись о ремонте и переустройстве трубопровода ┌───────────┬───────────────────┬────────────────────────────────┐ │ Дата │ Основание │ Характер произведенных работ │ ├───────────┼───────────────────┼────────────────────────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ └───────────┴───────────────────┴────────────────────────────────┘ Запись результатов освидетельствования и ревизии трубопроводов ┌────┬───────────────┬───────────────┬───────────────────────────┐ │Дата│Результат │Срок следующего│ Подписи ответственных │ │ │освидетельство-│освидетельство-│ лиц, производивших │ │ │вания, ревизии │вания, ревизии │ освидетельствование │ ├────┼───────────────┼───────────────┼───────────────────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └────┴───────────────┴───────────────┴───────────────────────────┘ Формуляр замера деталей трубопровода ┌──────┬────────────┬───────────┬──────────┬──────┬───────┬──────┐ │Номера│Первоначаль-│Отбраковоч-│Толщина по│Метод │Подпись│Приме-│ │точек │ный диаметр │ный размер,│ промеру, │замера│ │чание │ │ по │и толщина, │мм │ мм │ │ │ │ │схеме │мм │ │ │ │ │ │ ├──────┼────────────┼───────────┼──────────┼──────┼───────┼──────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └──────┴────────────┴───────────┴──────────┴──────┴───────┴──────┘ Результаты ультразвуковой толщинометрии и прогнозирования внутренней коррозии 1. Контролируемый участок: начало ________________________________ конец _________________________________ 2. Расположение контрольных отрезков: ┌────────────────────┬─────────────────────┬─────────────────────┐ │ Номер отрезка │ Координата │ Длина, м │ ├────────────────────┼─────────────────────┼─────────────────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ └────────────────────┴─────────────────────┴─────────────────────┘ Результаты измерений и прогноза ┌──────┬─────────────────────────────────────────────┬───────────┐ │ Дата │ Значения │ Наработка │ │ ├──────────────────────┬──────────────────────┤ до отказа,│ │ │ наблюдаемые │ прогнозируемые │ лет │ │ ├────────────┬─────────┼────────────┬─────────┤ │ │ │максимальная│скорость │максимальная│скорость │ │ │ │глубина, мм │коррозии,│ глубина, │коррозии,│ │ │ │ │ мм/год │ мм │ мм/год │ │ ├──────┼────────────┼─────────┼────────────┼─────────┼───────────┤ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ │ └──────┴────────────┴─────────┴────────────┴─────────┴───────────┘ СХЕМА ТРУБОПРОВОДА Вносится схема конкретного объекта РЕГИСТРАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА Трубопровод зарегистрирован за N _________________________________ в ОГМ ____________________________________________________________ В паспорте пронумеровано __________________ страниц и прошнуровано Всего ____________________________________________________ листов. _________________________________________ _______________________ (должность, Ф.И.О. регистрирующего лица) (подпись) "__" __________________ 19__ г.

Источник: Правила Минтопэнерго РФ от 30.12.1993 N РД 39-132-94

ruforma.info

БДУ-2КН :: OOO НПП "HOУ Пром"

Назначение установки БДУ-2КН

Установка БДУ-2КН входящая в состав МиниНПЗ предназначена для разделения нефти или газового конденсата на бензиновую фракцию, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и мазут на ректификационных колоннах насадочного типа с предварительным нагревом в трубчатой печи АНУ-0.8. . Дальнейшее доведение получаемых продуктов до ГОСТовских параметров осуществляется на блоке компаундирования входящего в инфраструктуру МиниНПЗ.

Таблица 1: Техническая характеристика МИНИ НПЗ с комплектацией установкой БДУ-2КН

Наименование показателяЗначение
Средняя производительность по сырью 2.5 — 3 м3/час
Потребление пара всего НПЗ на базе БДУ-2КН 400-700 кг/час
Общая установленная мощность эл/дв 60-70 кВт*
Расход мазута на огневой нагрев 30-60 кг/час
Количество оборотной охлаждающей воды 20 — 30 м3/час
Расход на переработку 1 тн сырья 
— электроэнергии 7,8 кВт/ч
— насыщенный пар 50-60 кг
— мазут 10-20 кг
Давление в аппаратах не более 0,07 мПа
Время выхода установки на режим 4-12 часов

Материальный баланс установки

Материальный баланс рассчитан для среднетрубной нефти с содержанием светлых фракций до 50 % и газового конденсата с содержанием светлых фракций до 90 %. По необходимости технический керосин может выделяться, как отдельная фракция, так и быть включён в состав или бензиновой или дизельной фракции для получения различных марок топлив.

Выход каждой фракции зависит от перерабатываемого сырья и может быть определён по паспорту на сырьё.

Таблица 2: Материальный баланс установки для среднетрубной нефти

Взято%м3/чм3/сутким3/годПолучено    
Сырьё (нефть) 100 3 72 23000
Бензин 20 0.6 14.4 4600
Технический керосин 10 0.3 7.2 2300
Дизельное топливо 20 0.6 14.4 4600
Мазут 49 1.5 36 11300
Потери 1 0.03 0.72 200

Таблица 3: Материальный баланс установки для газового конденсата

Взято%м3/чм3/сутким3/годПолучено    
Сырьё (газовый конденсат) 100 2,2 53 18000
Бензин 35 0.77 18.5 6300
Технический керосин 15 0.33 7.9 2700
Дизельное топливо 40 0.88 21.1 7100
Мазут 9 0.2 4.8 1500
Потери 1 0.022 0.5 180

Вид установки БДУ-2КН

Вид печи для нагрева углеводородов

Блочная схема переработки сырья на установке БДУ-2КН

Сырьё (нефть, газовый конденсат) подаётся насосом в блок рекуперации где нагревается в теплообменных аппаратах за счёт тепла выходящей с установки продукции (бензина, дизельного топлива, мазута). Далее сырьё попадает в бензиновый блок ББ-1, где из него в ректификационной колонне извлекаются бензиновая фракция. Затем сырьё проходя печь трубчатую Ану-1.25 и нагреваясь в ней, попадает в дизельный блок БД-1, где разделяется в ректификационной колонне на керосин, дизельную фракцию и мазут. Все продукты с блоков ББ-1 и БД-1 поступают в блок рекуперации тепла, в котором охлаждаются, передавая своё тепло сырью, проходят блок охлаждения и затем направляются в продуктовые ёмкости.

Требования к площадке размещения установки БДУ-2КН

Сама установка БДУ-2КН занимает участок размером 10*9 м, однако необходимость сохранения противопожарных разрывов ставит определённые требования к площадке для Мини НПЗ при использовании полноценной инфраструктуры предприятия.

  • Минимальная площадь участка 1.5 га
  • Минимальные размеры участка 150*100 м
  • Оптимальные размеры участка 200*100 м или 150*150 м
  • Расстояние до жилой зоны СЗЗ(санитарно —защитная зона) 1000 м

В СЗЗ не должны попадать предприятия здравохраненияя и пищевой промышленности.

Расстояние до соседнего предприятия технологически не связанного (от установки до забора) — 200 м

Расстояние до соседнего предприятия технологически связанного (от установки до забора) — 100 м

Расстояние до автомагистралей общего назначения 50 м

Расстояние до железнодорожных линий общего назначения 50 м

nouprom-npz.ru