Методика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССР. Технологические потери нефти


Потери нефти технологические - это... Что такое Потери нефти технологические?

 Потери нефти технологические

"...2.7. Технологические потери нефти - количество нефти, которое теряется при применяемой технике и технологии на нефтепромысловых объектах добычи, сбора, подготовки и транспорта..."

Источник:

"РД 153-39-018-97. Инструкция по нормированию технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации" (вместе с "Техническими требованиями к проведению исследований по определению технологических потерь нефти на нефтегазодобывающих предприятиях и представлению их результатов") (утв. Минтопэнерго РФ 16.06.1997)

Официальная терминология. Академик.ру. 2012.

  • Потери нефти
  • Потери нефти технологические фактические (неплановые)

Смотреть что такое "Потери нефти технологические" в других словарях:

  • Потери нефти технологические фактические (неплановые) — 2.8. Фактические технологические потери нефти (в отличие от плановых) реальное количество нефти, теряемое в данный момент времени из источников потерь без нарушения технологии производства... Источник: РД 153 39 018 97. Инструкция по нормированию …   Официальная терминология

  • потери нефти при добыче — 2.15 потери нефти при добыче безвозвратные фактические технологические и непроизводственные потери нефти, а также потери при ее подготовке на объектах сторонних организаций; Источник: Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • потери — 3.8 потери: Разность между 100 и восстановленным общим объемом, в процентах. Источник: ГОСТ 2177 99: Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава оригинал документа …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Технологические — 14. Технологические карты для опытного строительства напорных трубопроводов из железобетонных виброгидропрессованных труб Dу 700 1600 мм/Мосоргинжстрой Главмосоргинжстроя. М., 1982. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих организациях — Терминология Временные рекомендации по учету нефти в нефтедобывающих организациях: 2.1 баланс нефти исполнительный сводный документ, составляемый по результатам учетных операций, содержащий сведения о количестве добытой нефти, ее расходе и… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Нормативы технологических потерь нефти — 2.10. Нормативы технологических потерь нефти укрупненные нормы, учитывающие общие удельные технологические потери нефти в целом по предприятию. Они могут быть дифференцированы по основным технологическим процессам нефтепромыслового производства и …   Официальная терминология

  • Шахтная добыча нефти —         способ добычи нефти, основанный на проведении системы подземных горных выработок. Применяется для разработки залежей с высоковязкими нефтями (битумами), а также неоднородных энергетически истощённых залежей нефти средней вязкости. Ш. д. н …   Большая советская энциклопедия

  • Шахтная добыча нефти — ► mine oil production Способ добычи нефти, основанный на проведении системы подземных горных выработок. Применяется для разработки залежей с высоковязкими нефтями (битумами), а также неоднородных энергетически истощенных залежей нефти средней… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • система — 4.48 система (system): Комбинация взаимодействующих элементов, организованных для достижения одной или нескольких поставленных целей. Примечание 1 Система может рассматриваться как продукт или предоставляемые им услуги. Примечание 2 На практике… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • время — 3.3.4 время tE (time tE): время нагрева начальным пусковым переменным током IА обмотки ротора или статора от температуры, достигаемой в номинальном режиме работы, до допустимой температуры при максимальной температуре окружающей среды. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

official.academic.ru

Методика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССР, от 30 сентября 1974 года

УТВЕРЖДАЮ: Заместитель Министра Г.Ивановский 30 сентября 1974 года.Заместитель начальника Главнефтехимпереработки (Л.Злотников)Согласовано:Заместитель начальника Технического управления (В.Никитин)Заместитель начальника Планово-экономического управления (С.Полоцкий)Настоящей методикой регламентируется порядок разработки нормы потерь нефти и нефтепродуктов по каждой установке в отдельности и по предприятию в целом и единообразие учета потерь на нефтеперерабатывающих предприятиях отрасли.Миннефтехимпром СССР ежегодно утверждает предприятиям нормы технологических /в том числе товарных/, возвратных и безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов /в дельнейшем для краткости - "нормы" или "потери"/.

1. Порядок разработки унифицированных норм потерь для каждого типа установки

Как потери нефти и нефтепродуктов на технологических установках, определяется величина, на которую сумма веса нефтепродуктов /товарных, полуфабрикатов, реализуемых отходов/, получаемых на установке из сырья, не балансируется с весом сырья, т.е. меньше его. Эти потери для каждого типа установки унифицированно разрабатываются на основе изучения типов и мощностей всех действующих технологических установок, достижений передовых предприятий отрасли, степени интенсификации и модернизации технологических установок с учетом проектных норм и фактически достигнутого уровня потерь по каждому типу технологических установок за последние три года.При разработке унифицированных норм учитываются также рекомендации научно-исследовательских институтов и других организаций, направленные на снижение потерь нефти и нефтепродуктов на установках, предприятиях.При определении типа той или иной установки учитывается не только основной технологический процесс установки, а также и те процессы, которые действуют в комплексе с основными процессами переработки сырья. Например: АТ с термокрекингом, AT с ЭЛОУ, АВТ со стабилизацией и вторичной перегонкой бензина и т.д.Технологические установки по типам разделяются на основе полученных от предприятий характеристик установок с кратким описанием основных стадий процесса. В характеристиках установок, представленных предприятиями, освещаются следующие вопросы:- полное название технологической установки;- название проектной организации и индекс проекта установки;- основные стадии процесса;- мощность установки, утвержденная и фактическая;- год ввода в эксплуатацию;- объем потерь, предусмотренный проектом в %% к сырью;- фактический объем потерь за предыдущие 3 года;- предлагаемая предприятием норма потерь;- какие коэффициенты к норме потерь предлагаются предприятием.Для каждого типа технологической установки, на основе данных, изложенных в характеристиках, статистическим методом определяется единая норма потерь.Нормативные потери на технологической установке определяются по формуле;

П=С-/Н+Д+О/,

где:С - сырье технологической установки /нефть, мазут; масляные, бензиновые фракции, газы, полуфабрикаты свои, со стороны и т.д./;Н - товарные нефтепродукты /бензин, керосин, дизельное топливо, масла, кокс, битум, газы и т.д./;Д - полуфабрикаты;О - реализуемые отходы нефтепродуктов;П - потери в тоннах или в %% на сырьё.Нефтепродукты и газ, поступившие с технологических установок и товарно-сырьевого хозяйства на общезаводские очистные сооружения и факельное хозяйство, считаются для установок и товарных цехов безвозвратными потерями.Уменьшение потерь на технологических установках за счет количества уловленных нефтепродуктов общезаводскими нефтеловушками, скомпремированного газа и конденсата, собранного факельным хозяйством, не допускается.Уловленные нефтепродукты на локальных нефтеловушках цехов или отдельных технологических установок возвращаются в сырьё или готовый продукт установки и не учитываются как потери цехов, установок.Потери, образующие при защелачивании нефти, готовой продукции, полуфабрикатов, стабилизации бензинов, введении ингибитора, компаундировании и откачке некоторых нефтепродуктов, предусмотрены в нормах потерь по видам технологических установок, на которых, как правило, производятся эти операции.К нормам потерь разрешается применение коэффициентов для предприятий:- расположенных в южной части СССР, в соответствии с распределением территории СССР по климатическим зонам, указанным в приказе Госплана СССР N 780 от 10 декабря 1964 года. Размер коэффициента от 1,1 до 1,5 к норме;- перерабатывающих нефти с содержанием растворенного в ней газа /CМетодика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССРМетодика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССР/ более 5%. Размер коэффициента - 1,5 к норме;- перерабатывающих газовый конденсат. Размер коэффициента - 1,5 к норме на объем переработки газового конденсата;- на пусковой период новых технологических установок. Размер коэффициента - 1,5 к норме потерь на пусковой период;Разрешение на применение коэффициентов в каждом случае оговаривается в примечании к нормам.Коэффициенты применяются к утвержденному нормативу.Например: для технологической установки с утвержденной нормой потерь 0,9% на переработанное сырьё разрешается применение коэффициента 1,3, в связи с расположением его в южной части СССР, и 1,5, в связи с высоким содержанием газа в нефти. Норма потерь для такой установки составит:0,9+/0,9Методика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССР0,3/+/0,9Методика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССР0,5/=1,62% к сырью.В случаях, когда фактические потери на отдельных типах технологических установок предприятия за последний отчетный год ниже утвержденного норматива, достигнутый уровень потерь устанавливается в виде нормы на следующий год.В унифицированных нормах потерь для комбинированных установок предусмотрены потери на весь комплекс установок. Применение для этих установок суммы норм потерь, предусмотренных для отдельно стоящих установок, в данном случае, не допускается.Унифицированные нормы потерь нефти и нефтепродуктов для всех типов технологических установок разрабатываются НИС производственного объединения "Куйбышевнефтехимзаводы", рассматриваются Главнефтехимпереработкой, Миннефтехимпромом Аз.ССР, Главнефтехимпромом УССР и по представлению Технического управления утверждаются заместителем министра нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР.

2. Определение нормы потерь при приеме, хранении, отпуске и транспортировке нефти и нефтепродуктов на предприятии

В сумму общезаводских норм потерь включаются также потери образующиеся при приеме, хранении, отпуске, транспортировке нефти и нефтепродуктов /товарные потери/.Норма товарных потерь исчисляется по нормативам, утвержденным приказами Госплана СССР N 780 от 10 декабря 1964 года и N 827 от 4 июля 1966 года и утверждается в целом для предприятия вышестоящей организацией.Товарные потери исчисляются только по тем резервуарам, которые не входят в состав технологических установок. Потери в промежуточных резервуарах предусмотрены в нормах потерь технологических установок.В тех случаях, когда этилированием бензинов и компаундированием продукции занимаются специальные контора или товарные цехи, при определении норм потерь следует руководствоваться приказами Госплана СССР N 780 и N 827 от 1964 и 1966 годов и относить их к товарным потерям.Итог потерь в тоннах, суммированный по всем приведенным в приказе Госплана СССР разделам расчета, отнесенный к годовому объёму переработки и будет являться нормой товарных потерь по предприятию в процентах к переработанному сырью.На величину нормы товарных потерь увеличивается объем технологических потерь в процентах к переработанному сырью.

3. Норма возврата нефти и нефтепродуктов с нефтеловушечного и газофакельного хозяйств

Норма расхода определяется статистическим методом, исходя из величины возврата за предыдущие годы с учетом ввода в действие новых мощностей нефтеловушечного и газофакельного хозяйств. Норма возврата должна быть не ниже 40% от объема общих потерь /технологические плюс товарные/ по предприятию, и утверждаются Минтефтехимпромом СССР.Нефтепродукты и газ, поступившие с технологических установок и товарно-сырьевого хозяйства на общезаводские очистные сооружения и факельное хозяйство, считаются для установок и товарных цехов безвозвратными потерями.В соответствии с утвержденной приказом Миннефтехимпрома СССР N 609 от 25 августа 1971 года отраслевой инструкцией по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на НПЗ, прием и сдача ловушечного продукта, газа и газоконденсата из одного цеха в другой оформляется накладной.Уловленный в общезаводских ловушках, газофакельных хозяйствах и обратно возвращенный в производство нефтепродукт в отчетах /1-П, 35-ТП, 12-СН и т.д./ в объем переработки сырья по предприятию не включается. Этот порядок обязателен как для отдельных заводов, комбинатов, а также объединений, где имеются производственно-товарные конторы.

4. Норма безвозвратных потерь

Безвозвратные потери на нефтеперерабатывающем предприятии определяются по следующей формуле:

Б=П+Т-/Л+Г+К/

где: П - потери технологических установок, в тоннах;Т - товарные потери в тоннах;Л - возврат нефтепродуктов, уловленных общезаводскими нефтеловушками и очистными сооружениями, в тоннах;Г - возврат газа с факельного хозяйства, в тоннах;К - возврат уловленного конденсата с факельного хозяйства и газопроводов, в тоннах;Б - безвозвратные потери нефтепродуктов на предприятии, в тоннах.Нормы потерь при обессоливании и обезвоживании нефти показываются в процентах к объему взятой на установку сырой нефти. Потери на других технологических установках показываются в процентах к переработанному сырью.Пример: для электрообессоливающей установки в комплексе с атмосферной трубчаткой или ЭЛОУ - АВТ - сырьем является нефть, АТ, АВТ - обессоленная нефть, каталитического крекинга - вакуумный газойль, битумной установки - гудрон, для риформинга - бензиновые фракции и т.д.Нормы потерь в процентах в целом по предприятию исчисляются по следующей формуле:

Методика по нормированию и учету потерь нефти и нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих предприятиях Миннефтехимпрома СССР,

где:Б - сумма безвозвратных потерь,О - объем обессоленной нефти. В случае, когда на предприятии обессоленная нефть не перерабатывается, принимается за "О" сумма переработанного сырья на всех технологических установках, как, например; на Н-Грозненском НПЗ, на Афипском ГПЗ - газоконденсат.

docs.cntd.ru

Анализ методов и перспективы борьбы с потерями нефти на месторождении

Библиографическое описание:

Чурикова Л. А., Джексенов Т. Б. Анализ методов и перспективы борьбы с потерями нефти на месторождении [Текст] // Технические науки в России и за рубежом: материалы VI Междунар. науч. конф. (г. Москва, ноябрь 2016 г.). — М.: Буки-Веди, 2016. — С. 59-63. — URL https://moluch.ru/conf/tech/archive/228/11232/ (дата обращения: 05.07.2018).



Статья посвящена вопросам анализа методов и перспектив борьбы с потерями от испарения нефти при промысловой подготовке ее к транспорту.

Ключевые слова: потери нефти, углеводороды, технологические потери, большие дыхания резервуара, малые дыхания резервуара, поверхностно-активные вещества

Увеличение потребления углеводородного сырья требует комплексного и рационального подхода к использованию ценного «невосполнимого» природного сырья, сокращения его технологических потерь и утилизации при сборе, подготовке и хранении на нефтегазодобывающих предприятиях. Небольшие доли процента потерь легких фракций могут в течение года составить миллионы тонн углеводородов. Достижение потенциала стабильной нефти позволит увеличить ее выход для месторождений Казахстана в среднем на 2,5...6,5 %.

Рис. 1. Технологические потери нефти

Важной проблемой является загрязнение окружающей среды ископаемыми углеводородами.

Размещение основных месторождений нефти и газа в районах, удаленных от промышленно развитых регионов, диктует в свою очередь разработку простых и эффективных технологий сокращения технологических потерь и утилизации углеводородного сырья. Анализируя технологических потери и отходы производства можно утверждать, что сокращение потерь нефти только наполовину позволит удовлетворить потребности промышленности без дополнительного ввода в эксплуатацию новых месторождений нефти и газа.

Систематизация использования углеводородных ресурсов с учетом отдельных источников потерь и внедрения технологий по их предупреждению является актуальным как с экономической, так и с экологической точки зрения.

Важным из показателей эффективного использования углеводородного сырья на месторождении является величина потерь нефти при ее промысловой подготовке к транспорту.

Кроме материальных потерь испарение нефти сопровождается ухудшением некоторых физико-химических свойств нефти и приводит к загрязнению окружающей среды. При испарении легких фракций углеводородов изменяются физические характеристики нефти: увеличивается плотность, утяжеляется фракционный состав и т. д. При испарении происходит вытеснение части паровоздушной смеси из газового пространства. В обычных условиях в резервуаре газовое пространство заполнено смесью воздуха с парами нефти. Поэтому,разработка и исследование способов и методов снижения потерь легких углеводородов при подготовке нефти являются одним из приоритетных направлений современной нефтяной науки и практики.

Ориентировочные подсчёты показывают, что потери нефти при перекачке составляют около 9 % от добычи [1]. При этом в результате испарения из нефти уходит главным образом наиболее легкие компоненты, являющиеся основным и ценнейшим сырьём для нефтехимических производств.

Потери лёгких фракций приводят к ухудшению товарных качеств, понижению октанового числа, повышению температуры кипения.

Основные источники потерь — испарения в резервуарах:

  1. Потери при опорожнении и заполнении резервуара, т. е. потери от «больших дыханий».

При выкачке нефтепродуктов из ёмкости в освобождающийся объём газового пространства (ГП) всасывается атмосферный воздух. При этом концентрация паров в ГП уменьшается и начинается испарение нефтепродукта. В момент окончания выкачки парциальное давление паров в ГП обычно бывает значительно меньше давления насыщенных паров при данной температуре. При последующем заполнении резервуара находящаяся в ГП паровоздушная смесь вытесняется из ёмкости. По удельному весу потери от «больших дыханий» составляют более 2/3 суммарных потерь испарения.

  1. Потери от «малых дыханий»:

а) От суточного колебания температуры, а, следовательно, от парциального давления паров, вследствие чего изменяется и абсолютное давление в ГП резервуара. При достижении давления, превышающего необходимую величину для подъёма клапана, приподнимается тарелка клапана, и часть паровоздушной смеси выходит в атмосферу (получается как бы «выдох»). В ночное время суток ГП и поверхность нефтепродукта охлаждается, газ сжимается и происходит частичная конденсация паров нефтепродукта, давление в ГП падает, и как только вакуум в резервуаре достигает величины, равной расчётной, откроется вакуумный клапан и из атмосферы в резервуар начнёт поступать чистый воздух (получается как бы «вдох»).

б) От расширения паровоздушной смеси при понижении атмосферного давления, вследствие чего часть газа выйдет из резервуара.

Технологические потери нефти на месторождениях происходят в результате сжигания попутного нефтяного газа и капельной жидкости на факелах, при закачке нефтепромысловых сточных вод, содержащих нефтепродукты для поддержания пластового давления, в сальниковых уплотнениях нефтепромыслового оборудования, а также при испарении нефти из резервуаров. Величины технологических потерь нефти по месторождению составляет в пределах 0,4–0,7 % от массы добытой нефти. Основная доля технологических потерь нефти приходится на испарение из сырьевых и товарных резервуаров при больших и малых «дыханиях», которые составляют более 90 % от суммарных технологических потерь [2, 3].

Промысловые резервуары, работающие при низком давлении и используемые в качестве технологических емкостей и для хранения товарной нефти, являются наиболее активными источниками потерь нефти.

Согласно [3], на долю резервуаров в герметизированных системах сбора приходится 90,4 % общих потерь, из них 85 % связано с испарением нефти, а 5,4 % – с кипением, вызванным выделением растворенного в ней газа.

Большие потери из резервуаров объясняются наличием контакта нефти с атмосферой, сравнительно высокой температурой, а также присутствием в нефти растворенного и окклюдированного в ней газа.

Так, при температуре 30оС потери от испарения увеличиваются в среднем в 1,5 раза, при 40 °С — в 4 раза.

Рис. 2. Методы снижения потерь углеводородов

Потери нефти при хранении в вертикальных стальных резервуарах в большей мере зависят от ее испаряемости. При содержании в нефти большой концентрации легких фракций, тем больше будет наблюдаться испаряемость и потери их при прочих равных условиях. Поэтому на последней ступени сепарации необходимо поддерживать высокую температуру, а давление в сепараторе — ниже атмосферного. Для борьбы с потерями нефти, хранящейся в резервуарах большого объема, рекомендуется применять плавающие крыши и понтоны, в которых газовое пространство сведено к минимуму.

Большая часть применяемых в настоящее время устройств для сокращения потерь нефти и нефтепродуктов потеряли актуальность. Изобретения устаревают морально и физически, по причине увеличения объемов перекачки нефти и нефтепродуктов и ужесточившихся экологических требований. Ко всему, они не способны обеспечить должный уровень сохранности хранимого продукта, что приводит к его безвозвратной потери и, как следствие, материальным убыткам.

В данное время присадки являются актуальными для применения при производстве топлив. Присадки являются веществами, которые добавляют в малых количествах к топливам и техническим маслам для повышения их эксплуатационных характеристик. В настоящее время в мире выпускается около 1,5 млн. т присадок к топливам в год. На 95 % — это присадки к автомобильным бензинам [4].

Применение комплексных присадок для снижения испаряемости нефти позволит: сохранить объем нефти, которая ранее терялась безвозвратно в связи с отсутствием современных эффективных средств для снижения испаряемости; получить дополнительную прибыль; улучшить экологическую обстановку и условия труда обслуживающего персонала; уменьшить пожароопасность нефтехранилищ, повысить срок службы резервуаров и т. д.

Известен ряд способов сокращения потерь нефти и нефтепродуктов от испарения при хранении их в резервуарах в нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности, а именно предотвращение испарения нефти и нефтепродуктов при их хранении в резервуарах. Способ с вводом присадок [Cnh3n+1COO]2Zn (где n=10–16) в концентрации 0,000925–0,001 % позволит снизить избыточное давление внутри резервуара и снизить потери лёгких углеводородов от испарения в резервуаре.

Еще один способ хранения и применения бензинов заключается во введении в бензин присадки [Cnh3n+1 COO]2 Ni, где n=10–16, в концентрации 0,000925–0,001 %. Присадка приводит к снижению потерь бензина, а также обладает низкой коррозионной активностью и токсичностью. Как видно из данных таблицы 1, снижение потерь от испарения бензина при введении C7F15CONHC3H6N(Ch4)3I и [Cnh3n+1 COO]2 Ni представляют собой величины одного порядка [5].

Таблица 1

Характеристики влияния присадок ПАВ (поверхностно-активных веществ) кбензину

Пример

Вводимое вбензин вещество

Концентрация вводимого вбензин вещества,%

Потери от испарения по методу Бударова,%

1

––––––

0

4

2

C7F15CONHC3H6 N(Ch4)3I

0,001

3,2

3

[Cnh3n+1 COO]2 Ni

0,001

3,3

Все известные способы применения ПАВ были опробованы для бензиновых резервуаров, но не для нефтяных.

Основной недостаток подготовленного заранее ПАВ — высокая токсичность, которая обусловлена наличием в составе соединений фтора и хлора, что послужило основанием для запрета на производство четвертичных аммониевых солей и подтверждается отсутствием этих солей в перечне продуктов переработки нефти.

Механизм взаимодействия растворов ПАВ с нефтью в резервуарах различных типов сложен и многогранен. Поэтому необходимы дальнейшие экспериментальные и промысловые исследования этой проблемы на современной научной основе.

Литература:
  1. Фархан М. М. Сокращение потерь лёгких углеводородов из нефти и бензина/ М. М. Фархан, Н. В. Корзун // Известия вузов. Нефть и газ, 2011. — № 6. — c. 95–98.
  2. Блинов И. Г. Перспективные методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения в резервуарах / И. Г. Блинов и [др.]. — М: ЦНИИТЭнефтехим. — 1990. — с.97
  3. Бронштейн И. С. Технологические потери нефти в системах промыслового обустройства и пути их сокращения / И. С. Бронштейн, Б. М. Грошев, А. Ф. Гурьянов // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. — 1985. — № 8. — 21–24 с.
  4. Коршак А. А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов / A. A. Коршак. — Уфа: Дизайн. Полиграф. Сервис, 2006. — 192 с.
  5. Фархан М. М., Корзун Н. В. Влияние поверхностно-активных веществ на упругость паров бензина / М. М. Фархан, Н. В. Корзун // Известия вузов. Нефть и газ, 2012. — № 4. — c. 113–115.

Основные термины (генерируются автоматически): резервуар, потеря, потеря нефти, газовое пространство, технологическая потеря нефти, испарение нефти, углеводородное сырье, испарение, промысловая подготовка, высокая температура.

moluch.ru

Диссертация на тему «Разработка и исследование методов снижения технологических потерь при подготовке нефти к транспорту» автореферат по специальности ВАК 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

1. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. М., Недра, 1977.

2. Тронов В.П. и др. Эксплуатация систем улавливания паров нефти на промыслах. «Нефтяное хозяйство». 1996. - с. 50-54.

3. Тронов A.B., Ли А.Д. Теоретические предпосылки и перспективы применения технологии очистки сточных вод с использованием процессов автофлотации и поверхностных эффектов. Сборник научных трудов БашНИПИНЕФТЬ (вып. 80), УФА. 1989. - с. 113-120.

4. РД 39-0148070-389-87-Р. Руководство по применению технологии сепарации нефти с легким углеводородным составом на концевой ступени, -Тюмень, СибНИИНП, 1987. 18 с.

5. Tsuji Shi gem, Katakura Hiroshi. " Bull. JSME", 1978, 21, nl56, 10151021. A fundamental study of aeration in oil. Report 2. The effects of the diffusion ofair on the diameter change of a small bubble rising in a hydraulic oil.

6. Ю.Бердников В.И., Левин A.M. Расчет скорости движения пузырей и капель. "Теор. основы хим.технол.",1980, 14, N4, 531-541

7. П.Волков П.К.,Чиннов Е.А. Всплытие сферических и эллипсоидальных пузырей в неограниченном объеме жидкости. "Гидродинам, и акуст. одно- и двухфаз. потоков".Новосибирск, 1983,5-12.

8. Волков П.К.,Чиннов Е.А. Стационарное всплытие одиночного пузыря в неограниченном объеме жидкости. Ж.прик.мех. и техн.физ. -1989.-Nl.-c.94-99, Mech., 1985,N151,1-20

9. Чиннов Е.А. Всплытие одиночных газовых пузырей в жидкостях. "Конвектив.теплообмен и гидродинам."Киев,1985,45-53.

10. Вахрушев И.А., Владимиров А.И., Тыонг Тхи Хой. "Теор. основы хим. технол."1980, 14, N2,252-260. Поведение пузырей в псевдоожиженном газовом слое.

11. Tsuge Hideki, Нашалю to Tsin-ichi, Hibino Shin-ichi. "J. Chem. Eng. Jap.:, 1984,17, N6, 619-623. Wall effect on the behaviour of single bubbles rising in highly viscous liquids.

12. Гуськов О.Б. К вопросу о взаимодействии пузырей со стенкой при малых числах Рейнольдса. Моск.физ.-техн.ин-т.Долгопрудный, 1980,14 с, (Рукопись деп.в ВИНИТИ 24 июля 1980г.,N 3305-30 Деп.)

13. Countanceau Madeleine, Thizon Patrick. Wall effect on the bubble behaviour in highly viscous liquids. "J.FluidMech.1981,107, 339-373.

14. Радоев Б.П., Иванов И.Б. Деформация на газовомехурче, приближаващо се към твърда поверхност. "Годишник Софийск. Универ. Хим. факе. \ 1970-1971,(1973), 65,439, 441-451.

15. Shopov P., Minev P., Bazhlekov I., Zapryanov L., Nonstationary motion ofa deformable gas bubble in viscous liquid in the presence of wall. Докл. Болт. АН. 1989,-42, N1.-С. 43-46.

16. Морозенко С.Ю.,Ясько Н.Н. Об одном численном методе расчета движения газового пузырька вблизи свободной поверхности жидкости. Процессы тепломассообмена в одно- и двухфаз. системах. Днепропетровск, 1988.-С. 55-58.

17. Беляев Н.М., Морозенко С.Ю., Сапожников В.Б. Движение газового пузырька вблизи поверхности раздела "жидкость-газ". Днепро-петр. ун-т. Днепропетровск, 1984,11 е., (Рукопись деп. в ВИНИТИ 21 июня 1984,N4164-84 Деп.)

18. Dussan V.E.B., Chow Robert Tao Ping. " J. Fluid Mech. ", 1983 137, Dec, 1-29 On the ability ofvdrops or bubbles to stick to non-horizontal surfaces of solids.

19. Dussan V.E.B. On the ability of drops or bubbles to stick to non-horizontal surfaces of solids.P.2.Small drops or bubbles having contact angles of arbitrary size. "J.Fluid.

20. Malcotsis G. The mechanism of bubble detachment from a wall at zero and negative gravity. "J. FluidMech. ", 1976., 77, N2, 313-320.

21. Головин A. M., ПетровА.Г. 0 спектре коагулирующих пузырей в жидкости малой вязкости. "Известия АН СССР. Механика жидкости и газа", 1970, N4, 130-136.

22. Кузнецов Г.Н., Щекин И.Е. Коалесценция газовых пузырьков в маловязкой жидкости. " СБ. научн. тр. Фак. прикл. мат. и Мех. Воронежского университета", 1971, вып. 2,79-85

23. Chesters А.К., Hofman G. Bubble coalescence in pure liquids. "Appl. Sci. Res.' 1982,38,353-361

24. Shirabe Kazuro, Szkely Julian. A raathernical model of fluid flow and inclusion coalescence in the R-H vacuum degassing system. "Trans. Iron and Steel Inst. Jap.",1983,23,N6,465-474.

25. Chen Jing-Den, Hahn Pii Soo, Slatery J.C Coalescence time for a small drop or bubble at a fluid-fluid interface. " AICE Journal", 1984 30, N4,622-630.

26. Федоровский А.Д., Никифорович Е.И., Приходько Н. А. Процессы переноса в системах газ-жидкость. -К.: Наукова думка, 1988.-256с.

27. Перник А.Д. Проблемы кавитации. Д.: Судостроение, 1966.-439с.

28. СпиркинЛ.Е„ Шрайбер A.A. Многофазные течения газа с частицами. -М.: Машиностроение, 1994. -320с.

29. Кутателадзе С,С., Накоряков Б.Е. Тепломассообмен и волны в газожидкостных системах. -Новосибирск: Наука, 1984. -302с.

30. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. 4.1. -М.: Наука, 1987.464с.

31. Духин С. С, Рулев H.H., Димитров Д, С. Коагуляция и динамика тонких пленок. -К.: Наукова думка, 1986. -232с.

32. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. -М.: Из-во АН СССР, 1952. -538с.

33. Дейч М.Б., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред, -М.: Энергия, 1968. -424с.

34. Александров В.Л. Техническая гидромеханика. -М.: Гостехиздат, 1946,-432с.

35. Синайский З.Г. Гидромеханика процессов нефтяной технологии. -М. : Недра, 1992,-191с.

36. Фольмар М. Кинетика образования новой фазы. -М.: Наука, 1986.340с.

37. Брагинский Л. Н. и др. Моделирование аэрационных сооружений для очистки сточных вод. -Л.: Химия, 1980. 144с.

38. Гупало Е.Г., Полянин А.Д., Рязанцев Ю.С. Массообмен реагирующих частиц с потоком. -М.: Наука, 1935. -240 с.

39. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде. Справочное пособие, М. : Недра, 1991.-167 с.

40. Ивченко В.М., Григорьев В. А., Приходько Н. А. Оптимальныегидрореактивные системы. Красноярск: Из-во Красноярского у-та.

41. Башкатов В.А., Орлов П.П., Федосов М.И. Гидрореактивные пропульсивные установки. -Л.: Судостроение, 1977. -296с.

42. Духневич Л.Н. Исследование движения газового пузырька в нефтяном резервуаре с учетом диффузии и коагуляции // Нефтепромысловое дело. 2004. -№ 10.-С. 34-38

43. Атанов Г,А. Газовая динамика,-К.: Выща школа, 1991. -359с.

44. Кафаров В.В. Основы массопередачи . -М.: Высшая школа, 1972. -496с.

45. Рул ев H.H. Гидродинамика всплывающего пузырька (обзор). "Коллоид, ж. 1980, 42, N2, 252-263

46. Бабуха Г.Л., Шрайбер A.A. Взаимодействие частиц полидисперсного материала в двухфазных потоках. К.: Наукова думка, 1972.

47. Вопросы Физики кипения, Под ред. Аладьева И. Т. -М.: Мир, 1964.444с.

48. Борисенко А.И. Газовая динамика двигателей, -М.: Оборон-гиз, 1962.793 с.

49. Седов Л.И. Механика сплошной среды, т. П.-М.: 1976. 576с.

50. Чиркни B.C. Теплофизические свойства материалов ядерной техники. -М.: Атомиздат, 1968. 484с.

51. Варгафтик Н.Б. Справочник по тепло физическим свойствам газов и жидкостей. М., Физматгиз, 1972. -720с.

52. Справочник нефтехимика. Т. I. под ред. Огородникова С. К. -Д.: Химия, 1978. 496с.

53. Справочник нефтепереработчика. Под ред. Ластовкина Г. А., Радченко Е. Д., Рудина М.Г. -Л.: Химия, 1986. 648с.

54. Нефти СССР. Доп. том. Физико-химические характеристики нефтей СССР. М.: Химия, 1975. -87с.

55. Пуцилло В.г. и др. Нефти и битумы СССР. -М.: изд. АН СССР, 1958.246с.

56. Белянин Б.В., ЗФИХ В.Н. Технический анализ нефтепродуктов и газа.-JL: Химия, 1970. -344c.

57. Ребиндер П.А, К теории эмульсий. -Коллоидный ж., 1946, вып. 8. стр. 242-247.

58. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Теоретическая физика: Учебное пособие в Ют, T.VI. Гидродинамика . 3-е изд. -М.: Наука, 1986. 736с.

59. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. М.: Наука, 1978. -736с.

60. Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. М.: Наука, 1974. -71 9с

61. Турчак Л.И. Основы численных методов. -М.:"Наука", 1987,318с.

62. Бахвалов Н.С. Численные методы. -М.: Наука,1975

63. Ламб Г. Гидродинамика. М. :,Л.:, ОГИЗ. 1947,928с. 62.Милн-Томпсон Л.М. Теоретическая гидродинамика. М. :, "Мир", 1964,655с.

64. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. -М.: Госхимиздат, 1960. 830 с.

65. Перри Дж. Справочник инженера-химика. Т.1. -М.: Химия, 1969. -640с.

66. Чарный И.А. Неустановившиеся движения реальной жидкости в трубах. ЖТТИ. 1951.

67. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. М., Госэенергоиздат, 1960.

68. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. -М.: Химия, 1974.-240 с.

69. Harper J.F. The motion of bubbles and drops through liquidis. "Adv. Appl Mech, Vol. 12". Mew- York-London, 1972, 59-29

70. Чиннов E.A. Анализ всплытия одиночных пузырей в неограниченномобъеме жидкости. "Соврем, проблемы теплофизики. Материалы Всесоюз.шк. мол.уч. и спец., Новосибирск,, февр., 1984". Новосибирск, 1984,55-61.

71. Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И., Щелкунов В.А. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии: Учебник для вузов. 3-е изд., перераб. и доп. — М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 200. - 677 с.

72. Леонтьев С.А., Фоминых О.В. Определение констант фазового равновесия по данным разгазирования глубинных проб нефти // Известия вузов. Нефть и газ. 2009. - № 4. - С. 84-87.

73. РД 153-39-019-97 Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях нефтяных компаний Российской Федерации

www.dissercat.com

Переработка нефти потери - Справочник химика 21

    Очистные отделения для некоторых компонентов часто обладают серьезными недостатками. В частности, применение воздуха под давлением в узле осушки дизельных топлив приводит к увеличению потерь продукта выброс отработанного воздуха вызывает загрязнение среды. Кроме того, такая схема пожароопасна. В более поздних проектах выш,елачивание дизельного топлива было исключено, Оказалось, что при переработке нефтей восточных районов [c.157]     При переработке неизбежны потери нефти и нефтепродуктов при разрыве труб, неисправностях в соединениях и переходниках, при текущих или аварийных ремонтах и др. Но основным источником загрязнения обычно служат сточные воды. На нефтеперерабатывающих заводах используется огромное количество производственной воды. Современный крупный завод потребляет до 100 000 М воды в час. В своей основной части [c.106]

    Способы очистки масла с применением серной кислоты имеют ряд недостатков—большой расход кислоты и щелочи, существенные потери масла, сложность технологического оформления, образование значительного количества побочных продуктов (кислый гудрон, щелочные отходы), поэтому в настоящее время при производстве масел используют более совершенные способы очистки. При переработке нефтей восточных месторож- [c.134]

    Для достижения максимальной эффективности следует использовать сферические частицы с узким распределением по размерам. Если частицы катализатора будут мельче этого размера, то он будет вынесен из реактора вместе с продуктами, что приведет к значительным экономическим потерям. Наконец, нужно отметить, что, если катализатор сделать слишком устойчивым к истиранию, он будет разрушать оборудование, и это потребует дорогостоящих остановок работы и ремонта. Необходимо добиваться точного соответствия между износоустойчивостью катализатора, твердостью и его воздействием на стенки реактора. Реакторы такого типа используются в переработке нефти и в синтезе акрилонитрила по методу Стандард ойл оф Охайо . Это интересный, единственный в своем роде пример отказа от типичного для дегидрирования и окислительного дегидрирования трубчатого реактора. [c.141]

    Если процесс коксования проводят с целью углубления переработки нефти и увеличения отбора светлых, то целевым продуктом является широкая фракция, которая поступает на установки каталитического или термического крекинга и перерабатывается в1 моторное топливо. Общий выход светлых на исходную нефть Значительно возрастет. Например, при коксовании гудрона плотностью qI = 0,991 получили 17% бензина, 48% широкой (керосино-газойлевой) фракции, 13% газа и потерь и 22% кокса. [c.299]

    Перевод нефтеперерабатывающих предприятий на новые условия хозяйствования существенно затруднялся нестабильностью структуры производства нефтепродуктов, связанной часто с погодными условиями, предопределяющими иногда неэффективный мазутный режим переработки нефти. В условиях хозрасчета переход предприятия на невыгодный режим работы по не зависящим от него причинам ведет к потере фондов заработной платы и экономического стимулирования. Решить эту проблему можно было бы и старыми методами путем корректировки экономических нормативов. Однако это подрывало бы основы хозрасчета, предполагающего стабильность планов и экономических нормативов. [c.23]

    Технологические схемы большинства установок по переработке нефти предусматривают утилизацию теплоты за счет регенеративного подогрева более холодных нефтепродуктов горячими потоками. Однако степень утилизации при этом не слишком велика. Подсчитано, что потери теплоты при охлаждении нефтепродуктов водой или воздухом на НПЗ достигают 60%. [c.130]

    Влияние серы на эксплуатационные свойства светлых нефтепродуктов будет определяться не столько ее общим содержанием, сколько составом и структурой сераорганических соединений. Особенно нежелательно наличие в топливах агрессивной серы . Известно, что меркаптаны и дисульфиды склонны к окислительному уплотнению с образованием не растворимых в топливе осадков 19, 10], а присутствие элементарной серы в топливах приводит к значительным коррозионным потерям меди и ее сплавов. В связи с этим нерациональна совместная переработка нефтей, приуроченных к известнякам, с высоким содержанием агрессивной серы в светлых фракциях с нефтями, приуроченными к песчаникам, светлые фракции которых содержат в основном сульфидную серу. [c.16]

    Нефть, поступающая из скважины, содержит некоторое количество механических примесей, а также воду и соли. Если содержание солей значительно, то при переработке нефти они отлагаются в теплообменниках и на внутренних стенках труб печей и забивают их, вызывая вынужденную остановку завода. Соли, содержащиеся в нефти в виде кристаллов, вызывают механическое разрушение (эрозию) труб. На нефтеперерабатывающих заводах нефть подвергают отстаиванию, а затем обезвоживают и обессоливают термохимическими методами. В нефтях содержатся также растворенные (попутные) углеводородные газы, которые необходимо удалять во избежание потерь легких фракций при перекачках и хранении. [c.55]

    Изобретение двигателя внутреннего сгорания и широкое развитие строительства автомобилей с этими двигателями произвело переворот в переработке нефти. Для таких двигателей был нужен бензин. Постепенно бензин, который раньше не знали куда девать, оказался в числе важнейших продуктов, получаемых из нефти. С бензиновой фракцией стали обращаться очень бережно, не допуская ее потерь ни при добыче, ни при переработке нефти. [c.23]

    Второй путь предполагает переоснащение автомобилей двигателями с меньшим коэффициентом сжатия. Последствием будет потеря мощности, утяжеление двигателя, ухудшение динамических характеристик автомобиля. Как говорят автомобилисты, машина станет тупой . А главное, значительно возрастет расход топлива на единицу транспортной работы. В общем, будет утрачено все, что дал технический прогресс автомобилю и водителю — скорость, комфорт, эффективность. И стоить это мероприятие будет в целом ничуть не меньше, чем углубление переработки нефти и увеличение выпуска высокооктановых компонентов. [c.93]

    К моменту установления Советской власти в Азербайджане — в Баку сохранилось 28 заводов, из которых действовало только 7. Партия и Правительство придавали большое значение восстановлению и развитию нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности были проведены крупные работы по совершенствованию производства, направленные на сокращение потерь, повышение глубины переработки нефти, увеличение отбора бензина. В результате этих работ выход бензина был увеличен в 3,8 раза, а светлых нефтепродуктов — в 2,3 раза. [c.20]

    В настоящее время на предприятия поступают нефти нестабильного состава, например смесь топливных и масляных нефтей, смеси нефтей-с различным содержанием светлых-продуктов и т. д. Это приводит к значительным потерям при переработке нефти и невозможности отобрать все содержащиеся в ней ценные фракции. [c.52]

    Научно-технический прогресс в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности направлен на дальнейшее углубление переработки нефти с вовлечением в переработку тяжелых вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков, интенсификацию и техническое перевооружение действующих технологических установок, разработку малоотходных и безотходных технологий, повышение степени концентрации производства на базе укрупнения единичных мощностей технологических установок и агрегатов с использованием высокопроизводительного оборудования, комбинирование отдельных процессов в технологические комплексы, повышение эффективности применяемых процессов, сокращение доли ручного труда, широкая автоматизация технологических процессов, сокращение потерь нефти и нефтепродуктов, повышение [c.13]

    Принцип экономии положен в основу всей деятельности нефтеперерабатывающего предприятия. Он предусматривает экономию рабочего времени и такое построение производственного процесса и технологии переработки нефти, которое обеспечит снижение потерь, экономию энергии, топлива и рост эффективности производства. [c.59]

    Для дореволюционной нефтяной промышленности характерен высокий удельный вес вложений иностранного капитала на долю иностранных компаний приходилось около половины добываемой нефти и почти три четверти сбыта нефтепродуктов. Хищнические методы эксплуатации месторождений приводили к большим потерям нефти. Условия работы в нефтяной промышленности были крайне тяжелыми (длинный рабочий день, низкие заработки, высокий уровень производственного травматизма и профессиональных заболеваний). Первая мировая война и иностранная интервенция привели к резкому падению добычи и переработки нефти. [c.13]

    Данные табл. 38 показывают, что технологические потери все еще велики. Значительные потери имеют место и при сравнении родственных процессов отдельных заводов. Так, по нефтеперерабатывающим заводам Урало-Поволжья потери по процессу прямой переработки нефти колеблются от 0,56 до 1,2% по процессу термического крекирования — от 0,4 до 1,96% по процессу каталитического крекирования — от 4,6 до 10,1 % по процессу каталитического риформирования —от 2,84 до 8,7%. [c.304]

    В последние годы при создании ингибиторов коррозии особое внимание уделяется качеству готового продукта. Разработанные ингибиторы должны представлять собой однородную, не расслаивающуюся, готовую к применению жидкость, с полным отсутствием взвешенных механических включений. Температура застывания ингибиторов должна быть приемлемой для конкретных климатических условий, но не должна быть выше минус 35-45°С. Реагенты должны быть совместимы с жидкостями и химическими реагентами, особенно с деэмульгаторами, применяемыми при добыче нефти. При создании ингибиторов необходимо избегать летучих растворителей, например метанола, во избежание потери растворителя и возникающей в связи с этим проблемы перекачивания химических реагентов. Ингибиторы, перешедшие в товарную нефть после проведения защитных мероприятий, не должны приводить к осложнениям в последующих процессах обессоливания и переработки нефти (отравлять катализаторы, ухудшать качество нефтепродуктов и т. п.). [c.99]

    Эволюция первичной переработки нефти от периодически действующих кубов до современных установок была обусловлена рядом факторов увеличением производительности по сырью, сокращением расхода металла, непроизводственных потерь тепла, площадей, необходимых для размещения аппаратуры, повыщением качества получаемых продуктов за счет четкого погоноразделения и устранением возможного разложения их в процессе нагрева, снижением пожароопасности, повыщением надежности технологической аппаратуры и оборудования и др. [c.58]

    При рациональной переработке нефти никаких отбросов производства не должно быть, а потери должны быть минимальны. Все сырье можно использовать полезно, получив, кроме основных, ряд добавочных и побочных продуктов. К сожалению, на некоторых заводах это дело еще находится в зачаточном состоянии и мы выбрасываем без пользы многие десятки и сотни тысяч тонн материалов, которые можно перерабатывать на полезные продукты заводские газы, отходы очистки нефтепродуктов (кислые гудроны, отработанные земли, щелочные отходы), сернистые вещества (в газах) и многие другие. Кроме того, мы теряем много и основных ведущих нефтепродуктов [c.419]

    Нефть является одним из основных и прогрессивных источников первичной энергии. Из нее вырабатывают разнообразные продукты, основными из которых являются моторные топлива и масла. Нефть и продукты ее переработки служат также сырьем для синтеза химической продукции — полимерных материалов, пластических масс, синтетических волокон, спиртов и др. Переработка нефти связана с определенными технологическими процессами, сложность и разнообразие которых зависят не только от желаемого ассортимента и качества получаемой продукции, но и от качества исходной нефти. Одним из показателей, характеризующим качество сырой нефти, является содержание в ней серы. Последнее часто служит основным критерием для выбора схемы работы нефтеперерабатывающего завода и определяет его экономику. Чем больше серы содержится в нефти, тем сложнее условия ее переработки, тем больше требуется затратить средств и тем труднее обеспечить высокое качество получаемых продуктов. При переработке сернистых и особенно высокосернистых нефтей создаются дополнительные источники потерь нефти и нефтепродуктов, выше уровень загрязнения окружающей среды углеводородами, сернистыми соединениями, сложнее условия очистки сточных вод. [c.5]

    Естественно, невозможно в одной книге осветить все стороны этой важной проблемы и дать исчерпывающие ответы на все возникающие вопросы. Поэтому в первую очередь рассматриваются те проблемы, которые оказывают наибольшее влияние на технико-экономические показатели работы заводов и ва уровень загрязнения ими окружающей среды. К ним отнесены характеристика сернистых нефтей и распределение серы в отдельных продуктах в процессах переработки нефти, подготовка сернистых нефтей к переработке, очистка нефтепродуктов от серы, потери нефти и нефтепродуктов и их влияние на величину промышленных выбросов. [c.5]

    В данной книге освещаются вопросы о состоянии производстве -ных потерь нефтепродуктов на предприятиях объединения Гроз-нефтезаводы , рассматриваются причины и источники образования потерь, а также пути сокращения последних как при переработке нефти, так и при хранении, транспортировке и прочих производственных операциях. [c.2]

    Годы объем переработки нефти потери 0 бъсм переработки нефти потери 1 [c.47]

    Это создает благоприятные условия иснользовапия каталитического крекинга для подготовки нефтехимического сырья при одновременном по-вытении прои.эвод( твенной мощности установок без значительного снижения выхода автобензина ]i ухудшения его моторных свойств (см. табл. 2). Такие особенности каталитического крекинга подчеркивались flO, 16] во второй половине 40-х годов, однако и спустя 10—15 лет пе потерял остроту вопрос подбора оптимального релчима каталитического крекинга по газу, поскольку проблемы сырьевого обеспечения нефтехимии в условиях экономической переработки нефти представляют существенный интерес. [c.275]

    Значительным резервом экономии нефтяного сырья наряду с углублением переработки нефти является более экономичное ее использование в производстве нефтёпродуктов на существующих НПЗ. Значительное количество нефти (в зависимости от глубины переработки от 3 до ГО "/о и более на нефть) расходуется непосредственно на НПЗ в виде топлива (и потерь). В среднем расход нефти на НПЗ характеризуется следующими данными (в %) тепло для атмосферно-вакуумной перегонки и других процессов ректификации — 55, обогрев реакторов и пр. — 12, резервуаров и зданий — 5, привод насосов и компрессоров — 20, безвозвратные потери (на факеле и за счет испарения) — 8. [c.162]

    Осуществление перечисленных мероприятий обеспетало, несмотря на зна чительную недогрузку мощностей НПЗ, снижение удельных энергозатрат на переработку нефти в 1981—1982 гг. по сравнению с 1972 г. в США на 20,8% (на лучших НПЗ на 45%),-во Франции — на 17,8%, Японии — на 22%. При этом абсолютная экономия нефти в США составила около 18 млн. т/год. Безвозвратные потери нефти за этот же период сократились в среднем с 1,1%, (на переработанную нефть) до 0,6%. [c.163]

    Глубина переработки нефти расечитьтаетея как разница между 100 и с> шо> выхода мазута, расхода нефти на собственное потребление и потерь нефти в Ж о г объема перераб -ьш гной ке41ти. [c.22]

    Следует отметить, что на некоторых заводах (например, Уфимском) по-другюму решают вопрос по устранению потерь бензина газа предусматривается строительство нефтестабилизационной установки после электрообессоливающих установок. В этом случае стабилизированная нефть (а правильнее сказать дегазированная, так как она полностью не будет стабилизирована) поступает на АВТ. При этой схеме также потребуется замена испарителей, но зато не только резко возрастут капиталовложения, ной постоянные эксплуатационные расходы на обслуживание и работу нефтестабилизационной установки. Технологическая схема переработки нефти при этом усложняется. [c.26]

    До сих пор подготовка сырья к переработке, выбор и расчет технологических процессов добычи, транспорта, переработки нефти и газа проводятся с использованием основных законов молекулярно-кинетической теории строения газа — законов Дальтона, Рауля, Лмага, Ньютона. Гиббса-Дюгема и т, д., что обеспечивает извлечение нефти из пласта на уровне 35—40%, углубление переработки нефти без — больших капитальных влонэнергетическими потерями, потребление топлив, масел и специальных нефтепродуктов в двигателях, котельных установках и т. п. с существенно высокими эксплуатационными затратами. [c.6]

    Экономически выгодным способом использования отработанных нефтепродуктов является их экспорт. Однако в настоящее время их экспорт затруднен в связи с введением дополнительных показателей по качеству. Централизованный сбор отработанных нефтепродуктов невыгоден и сокращается из-за низкой приемочной стоимости. Отработанные нефтепродукты как эквивалент Нродукции нефтеперерабатывающей промышленности обладают потребительской стоимостью, которая выражается в совокупности определенных потребительских свойств, в основе своей адекватных потребительским свойствам свежих нефтепродуктов, полученных в результате затрат живого и овеществленного труда на поиск, разведку, добычу, транспортировку и переработку нефти на НПЗ. С)предел енная часть этих затрат не ут]5атила своего общественного значения и после потери свежими нефтепродуктами в процессе эксплуатящ отдельных качёствёйнызс карактеристик. [c.13]

    Д, О, Гольдберг, Е, Шавердова и В, Е, Мосумян [125] показали, что в процессе переработки нефти происходит потеря кислот за счет разложения их при перегонке. [c.80]

    Собственно технологические потери, т. е. обусловленные сущностью процессов переработки нефти и нефтепродуктов, неизбежны сравнительно редко. Например, на установках каталитического крекинга нефтепродукты, осадившиеся в виде кокса на катализаторе, выжигаются при его регенерации. В подавляющем же числе случаев потери вызываются небрежностью обслуживания установок, недостатками в состоянии оборудования, нарушениями установленного технологического режима, нерациональностью технологических схем и аналогичными причинами, например являются следствием сбрасывания нефти со сточными водами на установках ЭЛОУ, небрежной очисткой воды из водогрязеотделителей, бензиновых водоотделителей и приемников, испарения легких фракций на технологических установках вследствие неплотностей во фланцевых соединениях, сальниках насосов и задвижек, из-за излишних перекачек и хранения в излишних ходовых резервуарах, недостаточно квалифицированного выполнения товарных операций и др. [c.102]

    Улучшению использования сырья в отрасли может способствовать углубление переработки нефти увеличение выхода целевой продукции во всех технологических процессах и улучшение исиоль-зовання побочной продукции сокращение потерь нефти и нефтепродуктов, а также расхода топлива распределение нефтяного сырья по предприятиям в срответствии с качеством нефтей и структурой потребления нефтепродуктов по различным экономическим районам, а также с особенностями технологической схемы предприятий улучшение подготовки сырья к переработке. [c.48]

    Начиная с десятого пятилетия взят решительный курс на более полное использование нефти, на ее более глубокую переработку. В Основных направлениях экономического и социального развития СССР на 1981 — 1985 годы и на период до 1990 года указывается ...повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее углубление ее переработки. . Углубление переработки нефти связано с вводом больиюго количества вторичных процессов каталитического крекинга, гидрокрекинга, термоконтактного крекинга, коксования и других деструктивных процессов. Глубина переработки нефти оценивается количеством целевых нефтепродуктов, отбираемых из нефти. При этом количество целевых нефтепродуктов определяется путем вычитания из общего объема перерабатываемого сырья валовой выработки топочного мазута, безвозвратных потерь и сухого газа, используемого на топливо. Увеличение целевых нефтепродуктов связано с деструктивной переработкой остаточных продуктов, используемых в настоящее время как котельное топливо. [c.48]

    Одно из важнейших направлений снижения себестоимости — улучшение использования сырья и энергетических ресурсов на основе углубления переработки нефти, лучшей подготовки сырья к переработке, ритмичной поставки его на предприятие. Внедрение ресурсосберегаюш,ей технологии, рациональное использование попутных нефтепродуктов, повышение выхода целевой продукции, снижение потерь нефти и нефтепродуктов возможны на базе научно-технического прогресса. Так, с внедрением мощных комбинированных установок эксплуатационные затраты снижаются на 25—50%, производительность труда повышается на 160—200%. [c.228]

    Рациональное использование нефти — невосполнимого источника энергии и сырья для производства множества нефтехимических продуктов, смазочных масел, битума, кокса и др. — является важнейшей государственной задачей. Показателем уровня развития нефтеперерабатывающей промышленности, принятым в нашей стране еще в 50-60-е годы и широко используемым нефтепереработчиками России, является глубина переработки нефти, представляющая собой процент выхода всех нефтепродуктов на нефть, за вычитом выхода топочного мазута и величины безвозвратных потерь. [c.7]

    Для проектирования оптимальных ТС, которые являются важной функциональной подсистемой крупнотоннажных ХТС переработки нефти и нефтепродуктов, в последние 10 лет разработаны принципы и методы автоматизированного синтеза [7-18]. Однако разработанные на основе применения этих методов оптимальные ТС имеют недостаточно высокие показатели надежности и, несмотря на относительно высокую степень рекуперации тепла, не позволяют достаточно эффективно использовать вторичные энеproресурсы технологических потоков. Разработанные до настоящего времени методы и алгоритмы синтеза оптимальных ТС,при реализации операций генерации фрагментов схем ТС недостаточно широко используют разнообразные технологические и термодинамические способы повышения эффективности процессов теплообмена. Поэтому полученные с применением этих методов оптимальные ТС допускают значительные эксергетические потери. Кроме тою, не все разработанные методы синтеза ТС поз-т-.ляют использовать в синтезированных схемах унифицированные [c.7]

    Температура нагрева продуктов при перегонке иа трубчатых установках достигает 430° С. Использование углеродистой кон-струкционкой стали становится менее экономичным, удельных расход ее на единицу мощности установок растет вследствие значительного снижения предела текучести стали и допускаемых напряжений при повышении температуры. Появляется потребность в сталях повышенной прочности и жаропрочных. Последующее развитие крекинг-процесса вызвало строительство установок в соответствии с различными видами процессов переработки нефти. Температура стенки аппаратов из углеродистой сталп выше 475° С не допускается по причине технико-экономической нецелесообразности, а при более высоких температурах (около 600—650° С) вследствие потери упругих свойств. При высоких температурах применяются конструкционные низколегированные, среднелегированные и высоколегированные стали, часто с особылш свойствами. [c.6]

    Безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов на действующем НПЗ складываются в основном из следующих источников испарение углеводородов в атмосферу поступление углеводородов со сточными водами, поступающими на биологическую очистку и сбрасываемыми в водоемы сжигание на факелах (при отсутствии газгольдеров для улавливания факельных газов) розлив и утечки нефти и нефтенродуктов в грунт выделение с газами разложения на битумных установках и кокса, выжигаемого с катализаторов при их регенерации с отработанными глинами и шламами, а также за счет образования в процессах переработки нефти различных побочных продуктов, уходящих со сточными водами или выпускаемыми в атмо- [c.163]

    Внедрение схем с передачей продуктов с одного технологического объекта на другой, без промежуточных резервуаров, имеет большое значение для снижения потерь и загрязнения атмосферы углеводородами, так как не только снижается число резервуаров с их потерями от дыханий , но и уменьшается протяженность коммуникаций, число запорной арматуры и перекачивающих насосов. Особенно большой эффект получается на комбинированных установках, объедп-няющих несколько процессов переработки нефти в одном потоке. Однако полная ликвидация промежуточных резервуаров для современных заводов, насыщенных каталитическими процессами, нецелесообразна. Минимум промежуточных резервуаров необходим для обеспечения бесперебойной работы головных трубчатых установок на время остановки вторичных процессов для регенерацпп катализаторов. [c.168]

chem21.info


Смотрите также