Добавил:

spbguap9 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

Физико-химические основы процесса.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

03.02.2021

Размер:

2.34 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 56 / 66

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

поэтому расстояние между тарелками в этом сечении должно быть не менее 600

мм. В колонне принимают расстояние между тарелками в пределах 450-600 мм и диаметром более 6000 мм - в пределах 600 – 900 мм [27].

Высоту эвапорационного пространства (зоны питания) H3 принимают обычно в 2-3 раза больше расстояния между тарелками.

H3 = (2-3) h = 3 700 = 2100 мм, H4 = (n2 – 1) h2,

где H4 – высота от нижней тарелки отгонной части до зоны питания, мм; n2 - число тарелок в отгонной части колонны;

h2 – расстояние между тарелками отгонной части колонны, мм.

H4 = (n2 – 1) h2 = (32-1) 700 = 21700 мм

Расстояние от нижней тарелки до уровня жидкости в низу колонны - H5 принимаем равным 1700 мм.

Высота нижней части отгонной секции колонны - H6 зависит от необходимого объема жидкости в кубе колонны. Этот объем должен обеспечить работу насоса, откачивающего жидкость из колонны, в течение 10-

15 мин после прекращения подачи сырья на установку, а время пребывания жидкости в кубе колонны - обеспечить максимальную отпарку легких фракций.

Высоту нижней части колонны Н6 рассчитываем по формуле

H6 =

d	2

2

+ h',

где d2 – диаметр укрепляющей части колонны, мм;

h' - высота столба жидкости в цилиндрической части куба колонны,

мм.

Высоту h' находим по формуле

h' = Vн Vпол усф. ,

0,785 d 2 2

где Vн - общий объем жидкости в кубе колонны, м3;

V пол усф. - объем полусферического днища колонны, м3.

Объем жидкости, находящейся в кубе колонны, рассчитываем по формуле

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Vн =	g	кат.	10		,
Vн =					,

	60			с.к.
				с.к.

где gкат. – расход стабильного катализата, кг/ч;

с.к. – плотность стабильного катализата при температуре в кубе колонны, кг/м3.

Vн =

	47803 10	9,7
	60 824	9,7
	60 824

м3,

Объем нижнего полусферического днища колонны находим по формуле

Vполусф =

d 2 3

3,14 2,8	3
3,14 2,8
12

7,0м

h' =

9,7 7,0
0,785 2,8	3
0,785 2,8

1,56м

=1566 мм,

H6 =

2600 2

+ 1566 = 2866 мм,

Высота постамента колонны (Н7), которая должна обеспечить необходимый подпор жидкости к насосу и удобные условия обслуживания колонны, равна 6000 мм.

Общую высоту колонны рассчитаем как сумму высот частей колонны (см.

рис. 2.41):

H = Н1 + Н2 + Н3 + Н4 + Н5 + Н6 + Н7 Н=2200+15400+2100+21700+1700+28000+6000= 49920 мм.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Эскиз колонны

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3. Аналитический контроль технологического процесса

Т а б л и ц а 6

№	Наименование	Место отбора пробы		Нормативные		Частота контроля
п/п	Наименование	(место установки		документы на
п/п	стадий процесса,	(место установки		документы на
	стадий процесса,	средства измерения,	Контролируемые показатели	методы измерений	Норма
	анализируемый	средства измерения,	Контролируемые показатели	методы измерений	Норма
	анализируемый	номер позиции на		(испытаний,
	продукт	номер позиции на		(испытаний,
	продукт	схеме)		контроля анализов)
		схеме)		контроля анализов)
1	2	3	4	5	6	7
Лабораторный контроль
1	Стабильный	Трубопровод от К-602			П1-02 СД-078
	катализат	до Т-801			ЮЛ-039
		(участок 9-307)
			1. Плотность при 15 °С, кг/м3	ГОСТ 3900-85*	700 – 780	1 раз в смену
			Плотность при 20 °С, кг/м3		694 – 776
			2. Фракционный состав, °С	ГОСТ 2177-99		1 раз в смену
			- начало кипения, не ниже		35 (лето)
					Не нормируется
					(зима)
			- 10, 50, 90% перегоняются при		Не нормируется
			температуре		Определяется
					обязательно
			- конец кипения, не выше		215

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Продолжение таблицы 6

1	2	3		4	5	6	7
			3.	Содержание бензола
			- % мас., не более		ГОСТ Р 52714-2007	4,0	По требованию
			- % об.		ГОСТ 51930-2002	Не нормируется	По требованию
			4.	Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321-92	Выдерживает	1 раз в смену

2	Фракция	Трубопровод на				П1-02 СД-078
	НК-62 °С	выкиде Н-805/1,2				ЮЛ-039
	(легкий	(участок 80-1015)
	риформат)		1.	Плотность при 20 °С, кг/м3, не более	ГОСТ 3900-85*	650	По требованию
			2. Фракционный состав, °С		ГОСТ 2177-99	Не нормируется	По требованию
						Определяется
						обязательно
			3.	Октановое число по	ГОСТ 8226-82*	Не нормируется	По требованию
			исследовательскому методу, не менее			Определяется
						обязательно
			4.	Содержание бензола
			- % мас., не более		ГОСТ Р 52714-2007	3,0	По требованию
			- % об.		ГОСТ 51930-2002	Не нормируется	По требованию

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Продолжение таблицы 6

1	2	3	4	5	6	7
3	Фракция	Трубопровод от Д-603			П1-02 СД-078
	85-КК °С	к тройнику смешения			ЮЛ-039
	(тяжелый	с легким риформатом
	риформат)	(участок 9-312)	1. Плотность при 20 °С, кг/м3, не более	ГОСТ 3900-85*	850	По требованию
			2. Фракционный состав, °С	ГОСТ 2177-99	Не нормируется	По требованию
					Определяется
					обязательно
			3. Октановое число по	ГОСТ 8226-82*	Не нормируется	По требованию
			исследовательскому методу, не менее		Определяется
					обязательно
			4. Содержание бензола	ГОСТ 29040-91
			- % мас., не более	ГОСТ Р 52714-2007	0,2	По требованию
			- % об.	ГОСТ 51930-2002	Не нормируется	По требованию

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Продолжение таблицы 6

1	2	3		4	5	6	7

4	Фракция	Трубопровод от узла				П1-02 СД-078
	НК-62 °С+	смешения легкого и				ЮЛ-039
	85-КК °С	тяжелого риформата в
	(отбензоленный	ОЗХ (участок 9-312)	1.	Плотность при 20 °С, кг/м3, не более	ГОСТ 3900-85*	800	1 раз в смену
	стабильный
	катализат)		2. Фракционный состав, °С		ГОСТ 2177-99		1 раз в смену
			- начало кипения, не ниже			50
			- 10, 50, 70, 90 % перегоняются при			Не нормируется
			температуре			Определяется
						обязательно
			- конец кипения, не выше			190
			3.	Октановое число по	ГОСТ 8226-82*	95-105	1 раз в смену
			исследовательскому методу, не менее
				Октановое число по моторному	ГОСТ 511-82*	Не нормируется	По требованию
			4.	Октановое число по моторному	ГОСТ 511-82*	Не нормируется	По требованию
			методу, не менее			Определяется
						обязательно
			5.	Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321-92	Выдерживает	1 раз в смену
			6.	Содержание бензола
			- % мас., не более		ГОСТ Р 52714-2007	1,0	1 раз в сутки
			- % об.		ГОСТ 51930-2002	Не	По требованию
						нормируется

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Продолжение таблицы 6

1	2	3		4	5	6	7
5	Фракция	Трубопровод на				П1-02 СД-078
	62-85°С	выходе из корпуса				ЮЛ-039
	(бензолсодер-	Д-802
	жащая	(участок 81-1023)	1.	Плотность при 20 °С, кг/м3, не более	ГОСТ 3900-85*	732	1 раз в смену
	фракция)
			2. Фракционный состав, °С		ГОСТ 2177-99	Не	1 раз в декаду
						нормируется
						Определяется
						обязательно
			3.	Октановое число по	ГОСТ 8226-82*	Не	По требованию
			исследовательскому методу, не менее			нормируется
						Определяется
						обязательно
			4.	Испытание на медной пластинке	ГОСТ 6321-92	Выдерживает	1 раз в смену
			5.	Содержание бензола,
			- % мас., не менее		ГОСТ Р 52714-2007		1 раз в декаду
			- % мас., не менее		ГОСТ Р 52714-2007	30,0	1 раз в декаду
			- % об.		ГОСТ 51930-2002	Не	По требованию
						нормируется
			6.	Давление насыщенных паров,	ГОСТ 1756-2000	Не	1 раз в декаду
			мм рт.ст., не более			нормируется

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Продолжение таблицы 6

1	2	3		4	5	6	7
6	Топливный газ	Трубопровод	1.	Содержание водорода, % об.	ТУ-38.301-29-59-	22,36	По графику
		топливного газа	не более		99		операционного
		на факел участок					контроля КТЛТ
		28-1042	2.	Содержание сероводорода, % мас.	ГОСТ 22387.2-97	0,01
			не более
			3.	Плотность при 0 °С, г/л	ГОСТ 28656-90	Не
						нормируется
			4.	Теплота сгорания, Qнр, ккал/м3	ТУ 38.001292-82	Не
						нормируется
			5.	Массовая доля компонентов, %	ГОСТ 14920-79	Не
			в том числе сумма С5 и выше, не более			нормируется

7	Дымовые газы	На выходе из печи	Содержание, г/с:		Переносной		По графику
		П-801	- оксида углерода CO		газоанализатор	0,17	производствен-
			- диоксид серы SO2		Testo-350	2,88	ного контроля
			- диоксид азота NO2			0,223667	(лаборатория
			- оксид азота NO			0,091667	цеха № 19)

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Окончание таблицы 6

1	2	3	4	5	6	7
Автоматический контроль

8	Фракция	Трубопровод от	Фракционный состав, °С	Анализатор	Не	Постоянно
	85 – КК °С	Д-603 к тройнику		автоматический	нормируется
	(тяжелый	смешения с легким		QIR-8501
	риформат)	рифоратом
		(участок 9-312)
9	Дымовые газы	П-801	Содержание, % об.:	Газоанализатор		Постоянно
				автоматический
			- оксида углерода, не более	QIRSА-1506	0,01

			- кислорода, не менее		0,5

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАПИнв. № подлгруппа. Подпись4736и датаhttps://newВзам. инв.guap. № .ru/i03/contacts

280

.Изм

уч.Кол .

Лист

док № .

Подпись

Дата

– 318/07 – 3000 ТР

58	Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Инв. № подл. Подпись и дата Взам. инв. №

280

.Изм

уч.Кол .

Лист

док № .

Подпись

Дата

– 318/07 – 3000 ТР

59	Лист

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Инв. № Подпись и дата Взам. инв. 280

Изм. Кол.уч. Лист № док. Подпись Дата

		Лист
	318/07 – 3000 – ТР
	318/07 – 3000 – ТР	60
		60

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

У Р АЛЬ СКИЙ Ф ЕДЕР АЛЬ НЫ Й

О КР У Г

ЯМАЛО -НЕНЕЦКИЙАВТО НО МНЫ ЙО

КРУ Г

КАРТАМЕСТО РО ЖДЕНИЙГО РЮ ЧИХ

П О ЛЕЗ НЫ Х

ИСКО П АЕМЫ Х

60°00'

66°00'

72°00'

00'

84°00'

90°00'

78°

м.Белый

о.Вилькицкого

О.БЕЛЫЙ

коева

о.Неупо

м.Скуратова

п ро л

ив

на

Мал ыги

о.Шокальского

1&!

2°

ен

00'

3&! &!2

! !

Юрацк

губа

ая

5%#

Ес

9&!

м.

8#$

10&!

Хонарасаля

У Б А

ки

11%$

%$14%

оз.Ярато

залив

Шарапов

Шар

сё

16%#

22"

17%$

18#$

оя

м.БелужийНос

рт

ха

24&"

КИ

РС

19&$

БИ

ЫЙ

20#

Нгарка-

45"$

СИ

25%$

ЛЬ

ыбнаг

РА

ДЕ

ФЕ

о.Литке

26%

28!

! !!

%$а

36%"

30#$

То

! !

31%#

49#!

Т34

48#"

38#"

39%" #$40

37&"

68°

! !

МысКаменный

хя

51&"

00'

ла

52&#

рк

42#"

оё

СЕВЕРО

ут

оз.Ярато 2-е

57&"

Щучья

аяха

оз.Ярато 1-е

айдарат

ЗАПАД

Ме59 %$

! !

ФЕДЕРАЛЬН

НЫЙ

ха

55# &#54

вая

! !

ЫЙО

65#!

КР

ло

РУГ

УГ!

Та

ут

ЛЯРНЫ

Хад69#!

68!$ !

от

ВЕРНЫ

ъе

ган

76#

ха

#$67

75%$

ъя

! !

аб

#74

Т80

73!$ !

78#

82&"

101

! ! !

! !

ях

аб

100

Об

-Т

102

ка88

ар

ады

Нг

мск

бь

ыда

ая

89#

104

#$103

98!$

83#"

108

! !

Еваяха

105

106

97&# 114

112#$

! ! !

94&"

#$ #

109

92&$

115

117

119

107#

113

! !

#$110

117

127 128&#!

#$116!

126

120

150#"!$ 129

118#"

111

125

! !

121

#$ 123

! ! !

152#"!$

130

179

##$

163

122#$

143144

162

134!

160

165

137

171

124

182

151156 #"159

161

131

!$164

181

64°

133

145

!$ !

175#$

178!$

&$180#$

136!$

138&

! !

166

132

146

157

139

167!"

140

!$173

!!#

155&

#"153

176

177

147

158

174

186!#

141!

154

!$183

142!

#$148

204

169#"

209!

187

210

211"#

! !

#" !$

168

208

212

! ! !

192

189!191

# 149#

220

214

188!#

190#

207

206

219!$

199!#201

218

184

189"$ 194!

213

185

203

205

"$ 217

221!$

196!$

216

АНТЫ -М

198

215

АНС

ИЙСКИЙАВТО НО МНЫ ЙО

КР

197!$

222

193

200

224!$

195!

223#"

Картасоставленапосостоянию на01.09.2019г.

в1сантиметре50километров

П одготовленоФ ГБУ

«ВСЕГЕИ»в рамкахвыполнения

СведенияополезныхископаемыхприведеныпоГБЗ на01.01.2019.

100

150

200

250

км

Государственного

задания

Ф едерального агентства

понедропользованию от27.12.2018г.№049-00013-19-00

У СЛО ВНЫ ЕО БО З НАЧЕНИЯ

Топографическаяоснова:

Нефть(крупное)

Горючие полезные ископаемые:

Газгорючий(среднее)

Нефтьигазоконденсат(уникальное)

Границы:

! !

Ф едеральныхокругов

Нефть(среднее)

Нефтьигазоконденсат(крупное)

Газгорючий(малое)

! !

Субъектов РФ

Районов иавтономныхокругов

Нефть(малое)

Нефтьигазоконденсат(среднее)

Газоконденсатигаз(уникальное)

Гидрография:

Моря,озера,водохранилища,реки

" Нефтьигаз(крупное)

Нефтьигазоконденсат(малое)

&" Газоконденсатигаз(крупное)

Речнаясеть,береговаялиния

"# Нефтьигаз(среднее)

Газгорючий(уникальное)

&# Газоконденсатигаз(среднее)

"$ Нефтьигаз(малое)

Газгорючий(крупное)

Газоконденсатигаз(малое)

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 56 / 66

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
06.01.20211.09 Mб61Фазовая и относительная проницаемости пород..pdf
#
06.01.2021596.22 Кб31фазовая проницаемости коллекторов нефти.pdf
#
20.01.2021159.65 Кб3Федеральный закон № 102–ФЗ Об обеспечении единства измерений.pdf
#
03.01.20211.2 Mб15Физика нефтяного и газового пласта.pdf
#
06.01.2021348.82 Кб8Физика пласта.pdf
#
03.02.20212.34 Mб11Физико-химические основы процесса.pdf
#
03.01.2021268.91 Кб3Физико-химические свойства нефти.pdf
#
02.01.20212.04 Mб3Физико-хичим.метод анализа нефти и нефтепродукто.pdf
#
03.02.20212.64 Mб10Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях лекция 1.pdf
#
03.02.20211.71 Mб7Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях лекция 2.pdf
#
03.02.20211.61 Mб8Физические основы учета нефти и газа при технологических операциях лекция 3.pdf