Экономическая эффективность экологических мероприятий по утилизации побочных продуктов нефти в ректификационной колонне.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРЕДПРИЯТИЯ «ГАЗПРОМ ДОБЫЧА ЯМБУРГ» 5
1.1 Общая информация о предприятии 5
1.2 Основной вид деятельности 6
1.3 Охрана окружающей среды 9
2 РЕКТИФИКАЦИОННАЯ КОЛОННА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА УСТАНОВКИ 10
2.1 Ректификационные аппараты установок АТ и АВТ 10
2.2 Общая технологическая схема установки АТ-6 12
3 ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ В РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЕ 24
3.1 Принципы первичной переработки нефти 24
3.2 Характеристика исходных веществ и продуктов 26
4 КОЛИЧЕСТВО ПОБОЧНЫХ ПРОДУКТОВ НЕФТИ В РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЕ 32
5 ПЛАТА ЗА ОБРАЗОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ОТХОДОВ И ПОБОЧНЫХ ПРОДУКТОВ НЕФТИ 35
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 38
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 39

Атмосферный газойль 330-360 °С - затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки каталитического крекинга.Мазут - остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (> 360 °С) - как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установок каталитического крекинга, либо гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического крекинга).Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350-500°, либо 350- 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.Узкие масляные фракции 350-400, 400-450 и 450-500 °С после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используются для производства смазочных масел.Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива за счет снижения вязкости на установках висбрекинга.Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 8.1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорскойнефтей, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций - содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (массовых) соответственно [8, 9].В таблице 3.1 приведена выдержка из технологического регламента, касающаяся характеристик сырья и готовой продукции.Таблица 3.1 Характеристика сырья и изготовляемой продукцииНаименование сырья, изготовляемой продукцииНомер государственногоили отраслевого стандарта, ТУ, стандарта предприятияПоказатели качества обязательные для проверкиНорма (по ГОСТ, ТУ, СТП)Исходное сырьеНефть сыраяГОСТ 99651. Массовая доля воды, %, не более:1 группа0,52,3 группа1,02. концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более:1 группа1002 группа3003 группа9003. Массовая доля механических примесей, %, не более:1,2,3 группы0,054. Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст.), не более:66,7 (500)Нефть обессоленнаяСТП 4010011. Содержание хлористых солей, мг/дм3, не более4,02. Содержание воды, %об., не более0,2Изготовляемая продукцияГаз жирныйСТП.СК П-К-91. Массовая доля компонентов, %- содержание СЗ, не менее30,0- содержание С6, не более4,0Фракция бензиновая прямогонная 85-180°ССТП 4010461. Фракционный состав, °С-10%перегоняется в пределах98-115- конец кипения, не выше1752. Содержание водыОтсутствиеПродолжение таблицы 3.1Наименование сырья, изготовляемой продукцииНомер государственногоили отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятияПоказатели качества обязательные для проверкиНорма (по ГОСТ, ТУ, СТП)Фракция прямогонная 180-240°С компонент топлива ТС-1СТП 401017Фракционный состав, °С:-начало кипения, не выше150-10% перегоняется при температуре, не выше165-50% перегоняется при температуре, не выше195-90% перегоняется при температуре, не выше230-98% перегоняется при температуре, не выше245-начало кипения керосина предназначенного для гидроочистки, не выше1472. Вязкость кинематич. при 20°С, сСт1,24…1,283. Температура вспышки в закрытом тигле, не ниже284. Температура начала кристаллизации, °С, не выше-505. Кслотность в мг КОН на 100 см3 топлива, не более0,7(при выпуске смесевого топлива не нормируется)6. Массовая доля меркаптановой серы, %, неболее0,005 (при выпуске смесевого топлива не нормируется)7. Содержание H2SОтсутствие8. Содержание кислот и щелочейОтсутствиеФракция прямогонная 180-240°С компонент топлива АТК- J1. Фракционный состав, °С:-температура начала кипенияНенормируетсяПродолжение таблицы 4.1Наименование сырья, изготовляемой продукцииНомер государственногоили отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятияПоказатели качества обязательные для проверкиНорма (по ГОСТ, ТУ, СТП)-температура начала кипенияНенормируется-10% перегоняется при температуре, не выше205-50% перегоняется при температуре, не вышеНенормируется-90% перегоняется при температуре, не вышеНенормируется-98% перегоняется при температуре, не выше2502. Вязкость кинематическая при 20°С, сСт, не менее1,253. Температура вспышки в закрытом тигле, не ниже38 (при выводе на гидроочистку)42 (при выводе в парк смешения)4. Температура начала кристаллизации, °С, не выше-505. Содержание сероводородаОтсутствие6. Массовая доля меркаптановой серы, %, не болееНенормируетсяФракция прямогонная 180240° С компонент топлива дизельного зимнегоСТП.СК П-К-181. Фракционный состав, °С-70% перегоняется при температуре, не выше270-96% перегоняется при температуре3402. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже353. Содержание сероводородаОтсутствие4. Температура помутнения, °С, не выше-25Продолжение таблицы 4.1Наименование сырья, изготовляемой продукцииНомер государственногоили отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятияПоказатели качества обязательные для проверкиНорма (по ГОСТ, ТУ, СТП)5. Температура застывания, °С, не выше-356. температура начала кипения, не выше180Фракция прямогонная 240-280°С1. Фракционный состав, °С-98% перегоняется при температуре, не выше308Фракция прямогонная дизельная утяжеленная 280-350°С, атмосферный газойльI. При использовании в качестве компонентов мазутов, ТТЭ:1. Температура вспышки в закрытом тигле, °С782. Температура застывания, °С, не выше+93. Содержание сероводородаОтсутствиеII. При использовании в качестве компонента дизельных топлив1. Фракционный состав, °С-до 360°С перегоняется, %, не менее-зимой90- летом852. Содержание сероводородаОтсутствиеМазут прямогонныйСТП.СК П-К-25- 20011. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже902. Содержание водорастворимых кислот и щелочейотсутствие4 КОЛИЧЕСТВО ПОБОЧНЫХ ПРОДУКТОВ НЕФТИ В РЕКТИФИКАЦИОННОЙ КОЛОННЕВ таблице 4.1 приведем рассчитанный в предыдущих разделах материальный баланс ректификационной колонны К-5 (отбензинивающей колонны) установки АТ-6, приведенный в технологическом регламенте. Полученные компоненты после первичной переработки нефти обычно не используются в качестве готового продукта. На этапе первичной перегонки определяются свойства и характеристики нефти, от которых зависит выбор дальнейшего процесса переработки для получения конечного продукта.Таблица 4.1. Материальный баланс колонны К-5 установки АТ-6ФРАКЦИЯС Ы Р Ь Ё% мольн.кмоль/ч% масс.кг/чнк-6214,92322,2911,3024611,4062-8521,23458,5418,7040728,6085-10522,75491,3422,4048787,20105-12523,50507,4925,6055756,80125-14011,03238,2113,1028531,80140-1806,57141,938,9019384,20Итого100,002159,81100,00217800,00ФРАКЦИЯД И С Т И Л Л Я Т% мольн.кмоль/ч% масс.кг/чнк-6241,28322,2837,5624609,6162-8556,54441,4459,8539208,4785-1052,1816,992,571686,73105-1250,010,090,019,64125-1400,000,000,000,04140-1800,000,000,000,00Итого100,005780,79100,0065514,48ФРАКЦИЯО С Т А Т О К% мольн.кмоль/ч% масс.кг/чнк-620,000,000,000,0062-851,2417,101,001518,8185-10534,40474,3930,9347102,85105-12536,79507,3536,6155739,06125-14017,27238,1618,7328524,47140-18010,29141,9012,7319380,47Итого100,001378,89100,00152265,65В результате первичной обработки нефти получают следующие основные нефтепродукты:углеводородный газ (пропан, бутан)бензиновая фракция (температура кипения до 200 градусов)керосин (температура кипения 220-275 градусов)газойль или дизельное топливо (температура кипения 200-400 градусов)смазочные масла (температура кипения выше 300 градусов) остаток (мазут)Процесс ректификации нефти протекает в рассматриваемой отбензинивающей колонне. Массоперенос в течение процесса ректификации в отбензинивающей колонне осуществляется по замкнутому циклу, причем все образующиеся жидкие и газообразные продукты, за исключением сточных вод предварительной очистки нефти,Нефтешламы (нефтяные шламы) - это сложные физико-химические смеси, которые состоят из нефтепродуктов, механических примесей (глины, окислов металлов, песка) и воды. Соотношение составляющих нефтешлам элементов может быть самым различным.Нефтяные шламы образуются при проведении таких производственных процессов, как переработка, добыча и транспортировка нефти. Данный тип отходов представляет большую опасность для окружающей среды и подлежит захоронению или переработке.Образовываться нефтешламы могут как в результате естественных контролируемых процессов (например, очистка нефти от примесей и воды), так и от всевозможных аварий (разливов). В последнем случае при позднем обнаружении или масштабной аварии природе может быть нанесён огромный ущерб.В зависимости от способа образования и, соответственно, физико-химического состава нефтяные шламы подразделяются на несколько групп или видов:В данной работе рассматриваются нефтешламы, образующиеся в процессе добычи нефти, а, точнее, в процессе её очищения. Дело в том, что добытая из скважины нефть содержит многочисленные соли, выпавшие твёрдые углеводороды, механические примеси (в том числе и частицы горных пород).Все нефтешламы образуются в результате самых разнообразных соединений нефти с всевозможными веществами. При этом пропорции элементов в таких соединениях так же различны. Поэтому одинаковыхнефтешламов не бывает.Переработка и утилизация нефтешламов - это важная экологическая и экономическая задача.Нефтешламы относятся ко II классу экологической опасности.5 ПЛАТА ЗА ОБРАЗОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ОТХОДОВ И ПОБОЧНЫХ ПРОДУКТОВ НЕФТИРассчитаем плату за размещение отходов и побочных продуктов переработки нефти в рассматриваемой ректификационной установке.При этом особое внимание уделяется выбросам в виде сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, а также нефтешламов, не подлежащих дальнейшей переработке.Газообразных отходов при ведении процесса в исправных современных герметично закрытых ректификационных колоннах не образуется, так как существует необходимость поддерживать определенный уровень давления и температуры в аппарате.По этой причине далее рассматриваются следующие такие виды технологических выбросов, как твердые отходы (нефтешламы).Отходы нефтегазодобывающего комплекса сосредотачиваются в шламовых амбарах, которые представляют собой копаные ямы на промысле, заполненные отходами бурения и нефтедобычи (смесь отработанных буровых растворов, горных пород, глины, цемента, воды, нефти и нефтепродуктов, стойкие эмульсии и отходы, образующиеся в процессе подготовке нефти, продукты зачистки резервуаров и пр.). [c.4]С точки зрения промышленной экологии, кнаиболее опасным загрязнителям относят нефтешламы, образующиеся на всех этапах добычи, транспортировки и переработки нефти. Количество нефтешламов постоянно растет на 1 тыс. т сырой нефти образуется 1-5 т нефтешламов. При этом при исчерпании месторождений удельная доля нефтешламов возрастает.Размер платы за размещение отходов в пределах установленных природопользователю лимитов:, при <где i- вид загрязняющего вещества (i -1,2,... n);-размер платы за размещение i-гo отхода в пределах установленных лимитов (руб.);- ставка платы за размещение 1 тонны i-ro отхода в пределах установленных лимитов (руб.); - фактическое размещение i -го отхода (т, куб. м); - годовой лимит на размещение i-ro отхода (т, куб. м);где - коэффициент, учитывающий размещение отходов на собственном полигоне предприятия и равный 0,3; - базовый норматив платы за сброс 1 тонны i-ro загрязняющего вещества в размерах, не превышающих предельно допустимые нормативы сбросов (руб.);- коэффициент экологической ситуации и экологической значимости поверхностного водного объекта (= 1,4);- коэффициент 2 для особо охраняемых природных территорий (Ямбургское и Заполярное месторождения к ним не относятся);- коэффициент, учитывающий инфляцию в соответствии с федеральным законом о федеральном бюджете 2007 года:Согласно Постановлению Правительства РФ от 19.11.2014 N 1219, нормативы платы за негативное воздействие на окружающую среду, установленные Правительством Российской Федерации в 2003 году, применяются в 2015 году с коэффициентом соответственно = 2,45. Расчет ведется исходя из того, что сточные воды очищаются до уровня ПДК.Таким образом, получим для нефтешламов:руб/тМасса образующихсянефтешламов принята равной 2,5 т на 1 т сырой нефти или 0,25% от массы переработанной нефти.Итого за год образуется нефтешламов:где - фонд рабочего времени, 352.24 = 8448 ч, - производительность по сырой нефти, 217,8 т/ч,х – выход нефтешламов из сырой нефти, 0,25%. тыс.т./год. тыс. руб./годЗАКЛЮЧЕНИЕОбъектом исследования выбрано предприятие ООО «Газпром добыча Ямбург», являющееся дочерним обществом предприятия ОАО «Газпром».Рассматриваемое предприятие ведет деятельность в Ямало-Ненецком автономном округе, осуществляя добычу газа, нефти и газового конденсата. Предприятие разрабатывает Ямбургское и Заполярное месторождения, также владеет лицензиями на Парусовый, Тазовский, Южно- и Северо-Парусовый, Сеяхинский и Тазовско-Заполярный участки недр.В данной работе была подроно рассмотрена ректификационная установка, а также рассчитана плата за загрязнение окружающей среды твердыми отходами – нефтешламами.Понятием «ректификация» обозначают процесс разделения гомогенных бинарных и многокомпонентных смесей летучих жидкостей за счет двустороннего массообмена и теплообмена между неравновесными газообразной (паровой) и жидкой фазами, движущимися противоположно друг другу и имеющими различную температуру.В заключительной части дипломного проекта был проведен экономический расчет платы за загрязнение окружающей среды при переработке нефти. В результате, плата составила 3528,2 тыс. руб./год.СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫБаннов П.Г. Процессы переработки нефти. Часть 2. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2001. - 415 с.Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика. - Л.: Химия, 1980. - 328 с.Плановский А.Н, Николаев И.П. Процессы и аппараты химической и нефтехимической технологии. 5-изд. - М.:Химия, 1987 г. - 847 с.Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. Ч.1. Теоретические основы процессов химической технологии. Учебник для вузов. Изд. 2-е. М.: Химия,1995. - 400с.Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. Расчёты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. – Л.: Химия, 1994. – 314 с.Лебедев Н.Н. Химия и технология основного органического синтеза. – М.: Химия, 1988. – 529 с.Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. – Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. – 9-е изд. – М.: Химия, 1973. – 750 с.Бабицкий И.Ф., Вихман Г.Л., Вольфсон С.И. Расчёт и конструирование аппаратуры нефтеперерабатывающих заводов. – М.: Недра,1965. – с.370.Справочник нефтехимика в 2 т. – т.1 / Под ред. Огородникова С.К. – Л.: Химия, 1978. – 496 с.Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов. А.И. Владимиров. В.А. Щелкунов 3-е изд. перер. и доп. —- М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. - 677с.Дытнерский Ю.И. (ред.). Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию. - М.: Химия, 1983 г. – 272 с.Кутепов A.M. и др. Теория химико-технологических процессов органического синтеза: Учеб.для техн. вузов/A.M. Кутепов, Т.И. Бондарева, М.Г. Беренгартен - М.: Высш. шк., 2005. – 520 с.Коптева В.Б. Опоры колонных аппаратов. Тамбов: Изд-во Тамб. гос. техн. ун-та, 2007. – 24 с.Лащинский А.А., Толчинский А.Р. Основы конструирования и расчета химической аппаратуры. Справочник. – Л.: Машгиз, 1970. – 753 с.Технологический расчет атмосферно-вакуумной перегонки нефти [Электронный ресурс] – Режим доступа: http://kurs.ido.tpu.ru/courses/o_scient_project_research_250400_II/glv_3_page_1.htmВагафчик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М., 1963. – 708 с.Введенский А.А. Термодинамические расчёты нефтехимических процессов. – Л.: Гостоптехиздат, 1960. – 576 с.Вредные вещества в промышленности. Т. 1,2,3. Под ред. Н. В. Лазарева. М.: - Химия, 1976,1977.Глаголева О.Ф., Капустин В.М. Технология переработки нефти. Часть 1. Первичная переработка нефти. - М.: Химия, 2007. - 400 с.