Покровское месторождение нефти
Геологическое строение месторождения. Физико-химические свойства нефти. Подготовка нефти на промыслах, нефтеперерабатывающем заводе. Характеристика основных этапов и процессов переработки нефти и синтеза поливинилового спирта. Экология переработки нефти.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 11.06.2016 |
| Размер файла | 1,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Оглавление
1. Историческая справка
1.1 Геологическое строение месторождения
2. Физико-химические свойства нефти
3. Первичная подготовка нефти на промыслах
3.1 Дегазация
3.2 Стабилизация
3.3 Обезвоживание
3.4 Обессоливание
4. Подготовка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
5. Первичная переработка нефти
5.1 Перегонка нефти
5.2 Ректификация
6. Вторичная переработка нефти
6.1 Висбрекинг
6.2 Термический крекинг
6.3 Каталитический крекинг
6.4 Гидрокрекинг
6.5 Каталитический риформинг
6.6 Алкилирование
7. Синтез поливинилового спирта
7.1 Производство поливинилового спирта щелочным омылением поливинилацетата по совмещенной периодической схеме
8. Экология переработки нефти
Список литературы
1. Историческая справка
Покровское месторождение расположено в 80 км от г. Бузулук на территории Грачевского и Бузулукского районов. Открыто в 1963 г. В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Русской платформы. В соответствии с проектом разработки Покровского месторождения выделены четыре самостоятельных объекта: I объект - пласты А. II объект - пласт А4; III объект - пласт Б2; IV объект - пласт TV Пласты АО и Оз определены как возвратные объекты.
Дорожная сеть здесь сейчас развита хорошо. На расстоянии 10-15 километрах на восток от месторождения идет магистральная автотрасса Ижевск-Мажга-Елабуга. Через площадь самого месторождения проходят асфальтированные трассы, которые соединяют между собой близлежащие населенные пункты с магистральной автомобильной трассой.
Bыявлено 10 залежей, в т.ч. 8 нефтяных, 1 газовая и 1 газонефтяная.Продуктивны отложения турнейского яруса, бобриковского горизонта, окского надгоризонта нижнего карбона(нефтяные залежи), башкирского яруса и еврейского горизонта среднего карбона, артинского и уфимскогоярусов перми (газоваязалежь, газонефтяная c нефт. оторочкой).
1.1 Геологическое строение месторождения
Покровское месторождение - это месторождение на территории Российской Федерации. Оно находится на юго-западе Удмуртской Республики и граничит с Республикой Татарстан. Месторождение располагается на территории Граховского района, в 115 километрах от города Ижевск и в 12,5 километрах от села Грахово. На территории Покровского месторождения находится деревня Верхняя Игра. Также на площади данного месторождения берет свое начало река Улек и её приток Чакчи. Рельеф площади месторождения представляет из себя расчлененную поверхность с оврагами и большим количеством небольших рек. Амплитуда колебаний отметок рельефа на месторождении в среднем составляет шестьдесят метров. На территории Покровского месторождения почти нет лесных массивов. Небольшие их участки находятся в большинстве своем в долинах рек. Климат здесь умеренно-континентальный, а это значит короткое лето и холодная зима.
В тектоническом отношении месторождение расположено в юго-восточной части Русской платформы. В соответствии с проектом разработки Покровского месторождения выделены четыре самостоятельных объекта: I объект - пласты А. II объект - пласт А4; III объект - пласт Б2; IV объект - пласт TV Пласты АО и Оз определены как возвратные объекты.
По кровле угленосного горизонта структура представляет собой резко асимметричную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, с крутым северо-восточным крылом и пологим южным.
Складка осложнена серией небольших куполов, расположенных двумя рядами вдоль длинной оси структуры. Прогибы между куполами имеют небольшую амплитуду. По турнейскому ярусу структура отличается еще большим углом наклона северного крыла и западной периклинали.
Залежи нефти установлены в верейских, башкирских, угленосных, турнейских и девонских отложениях.
Основные промышленные запасы нефти отнесены к угленосной залежи. Среднеарифметическое значение пористости составляет 20 %, а проницаемость колеблется от 6 4 - 10 - 15 до 3098 7 - 10 - 15 м2 и составляет в среднем 760 - 10м5 м2 по керну.
2. Физико-химические свойства нефти
Растворенный в нефти газ жирный, с высоким содержанием гомологов метана и небольшим содержанием метана. В газе значительное количество азота.
Горизонт, ярус СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ С02 H2S N2+ сг + высшие + редкие
Угленосный 10,8; 19,1; 30,5; 20,2; 5,4; 0,9; 0,4; 12,7; 1,480
Турнейский 8,3 ;19,4; 34,3; 20,3; 7,1; 1,1; 0,7 ;8,8; 1,534
Девонский 36,8 ;21,2; 16,5; 8,4; 1,8; 6,9 ;14,4; 1,272
Дегазированные нефти угленосного горизонта и турнейского яруса очень мало различаются. Все они относятся к парафиновым, сернистым, характеризуются большим содержанием смол и высоким выходом светлых фракций, выкипающих до 300° С.
Угленосный Турнейский горизонт ярус:
Плотность, г/см3 0,845- 0,844
Содержание, % вес.
парафинов 5,6- 5,2
серы 1,8- 1,9
асфальтенов 2,2- 2,3
смол силикагелевых 14,2- 13,1
Коксуемость, % 3,7- 4,1
Вязкость, сП, при 20° С ... 12,0 10,6
Температура начала кипения, оС 54,0 54,0
Фракционный состав, %
до 200° С 28,0 29.0
до 300° С 50,5 51
3. Первичная подготовка нефти на промыслах
Подготовка нефти - это обработка нефти с целью удаления компонентов (вода, минеральные соли, механические примеси, легкие углеводородные газы), затрудняющих ее транспортировку и последующую переработку.
Наличие воды приводит к удорожанию транспортировки в связи с увеличением ее объемов и повышенной вязкостью смеси нефти и воды по сравнению с чистой нефтью. Присутствие минеральных молей в виде кристаллов в нефти и раствора в воде вызывает усиленную коррозию металла оборудования и трубопроводов. Наличие механических примесей приводит к абразивному износу нефтеперекачивающего оборудования и трубопроводов и ухудшению качества нефтепродуктов. Кроме того, примеси нарушают технологический режим переработки нефти. Из-за недостаточной герметизации систем сброса, транспорта и хранения легкие углеводороды (от этана до пентана) теряются в результате испарения.
Перечисленные причины обуславливают необходимость подготовки нефти, которая включает в себя дегазацию, стабилизацию, обезвоживание и обессоливание нефти. Первичная подготовка нефти к переработке осуществляется на объектах добычи нефти.
3.1 Дегазация
Дегазация нефти - удаление из добываемой нефти растворенных в ней низкомолекулярных углеводородов - метана, этана и частично пропана, а также сероводорода, азота и углекислого газа. Проводится с целью сокращения потерь бензиновой фракции от испарения (вследствие увеличения ее выделяющимся при снижении давления газом) и обеспечения однофазного транспорта нефти, а также для повышения эффективности работы насосных агрегатов. Осуществляется в промысловых условиях посредством ступенчатого снижения давления поступающей из скважины нефти (в нефтяных сепараторах) и разделением ее на каждом этапе на жидкую (нефть, вода) и газовую фазы. Аппарат, в котором происходит дегазация нефти называется сепаратором. Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 1) состоит из технологической емкости, внутри которой расположены две наклонные полки, пеногаситель, влагоотделитель и устройство для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа и нефти и люк-лазом. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство.
Рисунок 1. Горизонтальный газонефтяной сепаратор.
1 -- технологическая емкость; 2 -- наклонные желоба; 3 -- пеногаситель; 4 -- выход газа, 5 -- влагоотделитель; 6 -- выход нефти; 7 -- устройство для предотвращения образования воронки; 8 -- люк-лаз; 9 -- распределительное устройство; 10 -- ввод продукции.
Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.
3.2 Стабилизация
Стабилизация нефти - удаление из нефти, выходящей из нефтяных скважин, остаточного количества углеводородных газов и лёгких жидких фракций после первичной дегазации. Стабилизация нефти осуществляется на нефтяных промыслах или на головных перекачивающих станциях.
Степень стабилизации нефти устанавливается для каждого конкретного месторождения с учетом: количества добываемой нефти, содержания в ней легких углеводородов, технологии сбора нефти и газа на промысле, влияния стабилизации нефти на бензиновый фактор нефти, увеличения затрат на перекачку нефти за счет повышения вязкости при большей степени стабилизации нефти.
В зависимости от степени стабилизации нефти процесс осуществляют сепарацией (извлечением широкой фракции лёгких углеводородов одно- или многократным разгазированием нефти путём снижения её давления, в том числе с предварительным подогревом нефти) или ректификацией (отбором лёгких фракций при одно- или многократном нагреве и конденсации с чётким разделением углеводородов). На промыслах стабилизацию нефти проводят в основном в сепарационных установках, которые различаются по принципу действия (гравитационные, инерционные или жалюзийные и центробежные), пространственной ориентации (вертикальные, горизонтальные и наклонные) и геометрической форме (цилиндрические и сферические).
Для стабилизации нефти с большими газовыми факторами применяются, как правило, горизонтальные сепараторы. Степень извлечения газа и нефти и вынос капелек нефти вместе с газом зависят от числа ступеней сепарации, давления по ступеням сепарации, температуры и объема поступающей нефтегазовой смеси, а также от конструкции сепараторов.
При многоступенчатой сепарации на первых ступенях получают в основном метан, который используют на промысле или подают в магистральный газопровод, на последующих ступенях -- лёгкие углеводороды (в основном С3Н8). Благодаря стабилизации нефти уменьшаются потери при хранении и транспорте нефти.
Прогресс в области стабилизации нефти возможен при обеспечении снижения затрат энергии на сепарацию с тем, чтобы заключённую в нефтегазовом потоке энергию использовать главным образом для транспорта нефти и газа, а также при значительном повышении эффективности сепарационных аппаратов. Перспективны методы разделения нефти и газа с применением ультразвука, мембран, сепарации в тонких слоях.
3.3 Обезвоживание
Обезвоживание нефти проводится для удаления пластовой воды из продукции нефтяных скважин на нефтяных промыслах. Содержание воды в нефти после её обезвоживания (перед подачей в систему магистральных нефтепроводов) не должно превышать 1 %.
Обезвоживание нефти можно разбить на три последовательно протекающих процесса: разрушение бронирующих оболочек на глобулах эмульгированной воды вводом в эмульсию химических реагентов - деэмульгаторов и использованием тепловых, электрических и гидродинамических эффектов; уменьшение дисперсности обработанной эмульсии благодаря слиянию отдельных глобул диспергированной воды в присутствии деэмульгирующего агента до размеров, достаточных для осаждения; расслоение разрушенной эмульсии на две самостоятельные фазы - нефть и воду, которое осуществляется в отстойных аппаратах.
Для разрушения водонефтяных эмульсий применяются следующие методы: гидромеханический; фильтрация; термохимический; разделение в поле центробежных сил.
Гидромеханический метод отстаивания нефти с целью расслоения пластовой воды и нефти, а также для осаждения мелких частиц диспергированной воды в слое нефти осуществляется в гравитационных отстойниках различной конструкции. Отстойники - это обычно горизонтальные цилиндрические аппараты объемом 100-150 м3 с большой поверхностью раздела фаз, в которых отстаивание нефти происходит в течение 1-2 ч при температуре 120-140°С и давлении до 1,5 МПа. Простое отстаивание нефти малоэффективно, но оно входит обязательным элементом во все другие методы обезвоживания.
Фильтрация является самым простым механическим методом обезвоживания нефти. Нестойкие эмульсии можно разделить иногда путём пропускания их через фильтрующий слой. В качестве фильтрующего слоя используют: гравий, битое стекло, древесные и металлические стружки, стекловата и другие материалы.
Фильтры конструктивно выполняются обычно в виде колонн, причем размеры их зависят от объема прокачиваемой эмульсии, её вязкости и скорости движения. Нефтяная эмульсия вводится в колонну по входной линии и проходит через фильтр, где удерживается вода. Нефть свободно пропускается и отводится через линию выхода, а выделившаяся вода сбрасывается через низ колонны. (Рис. 2).
Рисунок 2. Фильтр для обезвоживания нефти.
Обезвоживание нефти фильтрацией применяют очень редко из-за малой производительности, громоздкости оборудования и необходимости частой смены фильтрующего материала. Эффективность очистки нефтей фильтрацией значительно возрастает при сочетании с термохимическими методами.
Термохимический метод использует добавление в нефть деэмульгаторов, которые химически разрушают оболочку мельчайших глобул диспергированной воды. Мелкие глобулы воды объединяются друг с другом, и образовавшиеся глобулы крупного диаметра осаждаются с гораздо большей скоростью. Деэмульгаторы (5-50 г/т нефти) в смесителе добавляют к нефти, которая при температуре 60-100°С направляется в горизонтальный отстойник. Деэмульгаторы чрезвычайно разнообразны, их состав и добавляемое количество подбирают экспериментально для каждой нефти разных месторождений. Наибольшее применение получили поверхностно-активные вещества (ПАВ): сульфанол, сульфоэфиры, оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы, нефтенолы, органические спирты (неонол, синтанол).
Разделение в поле центробежных сил. Производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.
3.4 Обессоливание
Обессоливание нефти - процесс удаления из продукции нефтяных скважин минеральных солей (в основном хлористых). Содержание молей в нефти после обессоливания не должно превышать 0,1%.
Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.
Обессоливание нефти осуществляется в связи с тем, что высокое содержание солей способствует коррозии оборудования трубопроводов при перекачке нефти, приводит к закупориванию теплообменной аппаратуры и коррозии оборудования при ее дальнейшей переработке на нефтеперерабатывающих заводах. Первичное обессоливание нефти проводится на нефтяных промыслах.
4. Подготовка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
Нефть поступает на нефтеперерабатывающий завод в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворенных легких углеводородов и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).
На НПЗ нефть очищают в нескольких ступенях ЭЛОУ (обычно в двух, реже в одной или трех). Главный элемент технологическое схемы -электродегидратор, в котором водно-нефтяная эмульсия разрушается в электрическом поле напряженностью 1-3 кВ/см, создаваемом между двумя горизонтальными электродами, которые подвешены на изоляторах на середине высоты аппарата. Эмульсия вводится в меж- или подэлектродную зону либо одновременно в обе (в этом случае используют третий электрод).
На ЭЛОУ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:
· вертикальные (объем 30 м3) на отдельных малотоннажных установках мощностью 0,6-1,2 млн. т/год обессоленной нефти;
· шаровые (600 м3) на установках мощностью 2-3 млн. т/год, совмещенных, как правило, с атмосферными либо атмосферно-вакуумными установками;
· горизонтальные в крупнотоннажных блоках (6-9 млн. т/год), встроенных в AT и АВТ.
Очистка нефти в двухступенчатых ЭЛОУ осуществляется следующем образом (рис. 3). На 1-й ступени сырая нефть подается насосом 13 через теплообменник 10, где она нагревается, в смеситель 8, в котором смешивается с промывной водой и деэмульгатором; в электродегидраторе 1 образовавшаяся водно-нефтяная эмульсия разделяется на две фазы. Обезвоженная и частично обессоленная нефть поступает во 2-ю ступень; сначала в смеситель 8', а затем в виде эмульсии с водой - на окончательную очистку в электродегидратор Г; обезвоженная и обессоленная нефть направляется на дистилляционную установку. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10', подогревается до 60-70°С и смешивается с нефтью перед смесителем 8'. Отстоявшаяся в электродегидраторе 1' дренажная вода с помощью клапана 9' поступает в емкость 12, откуда насосом 14' направляется для смешения с нефтью перед 1-й и частично перед 2-й ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 подается в отстойник И, из которого после отстаивания и отделения от эмульгированной нефти частично отводится в канализацию, а частично используется для промывки нефти в 1-й ступени. Нефть, отстоявшаяся в емкости 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13. В схеме предусмотрены две возможные точки ввода промывной воды в нефть перед 1-й ступенью: на приеме насоса 13 и после насоса 10 перед смесителем 8.
Рис.3. Принципиальная схема электрообессоливающей установки (позиции со штрихом - оборудование 2-й ступени): 1, 1'-электродегидраторы; 2-подвесные изоляторы; 3, 3'-высоковольтные трансформаторы; 4, 7-коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды; 5-электроды; 6 - распредели гель ввода сырья; 8, 8'- смесители; 9, 9'-клапаны автоматического отвода дренажной воды; 10, 10'-теплообменники; 11, 12-отстойник и промежуточная емкость дренажной воды; 13, 15-насосы сырья и пресной воды; 14, 14'- насосы дренажной воды.
Применяемые на ЭЛОУ деэмульгаторы подают в нефть в виде 1-2%-ных водных растворов перед 1-й ступенью или раздельно по ступеням либо без разбавления (нефтерастворимые) только перед 1-й ступенью. При обессоливании ряда нефтей наряду с деэмульгатором используют щелочь в количестве, необходимом до доведения рН дренажной воды до 7. Глубокое обессоливание нефти обеспечивается добавлением в каждой ступени 4-10% по объему промывной воды.
На многих ЭЛОУ сокращение расхода пресной воды достигают ее подачей только на последнюю ступень и повторным использованием отстоявшейся воды: со ступени на ступень и внутри их. Полнота вымывания солей из нефти в значительной мере зависит от степени ее смешения с промывной водой и деэмульгатором. Применительно к технологическому режиму обессоливания каждой нефти существуют оптимальные условия смешения, регулируемого перепадом давления (от 0,05 до 0,2 МПа) на смесительном устройстве.
5. Первичная переработка нефти
5.1 Перегонка нефти
Перегонка нефти - разделение нефти на составные части (фракции) по их температурам кипения в целях получения товарных нефтепродуктов или их компонентов. Перегонка нефти - начальный процесс переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах, основанный на том, что при нагреве нефти образуется паровая фаза, отличающаяся по составу от жидкости. Фракции, получаемые в результате перегонки нефти, обычно представляют смеси углеводородов. С помощью методов многократной перегонки нефтяных фракций удается выделить некоторые индивидуальные углеводороды.
Установки первичной перегонки нефти по методу перегонки различают: атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ) установки первичной перегонки. Эти установки могут содержать блоки электрообезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ), блоки стабилизации и вторичной перегонки бензина.
Установка для перегонки нефти представляет собой трубчатую печь для нагревания нефти и ректификационной колонны, где нефть разделяется на фракции - отдельные смеси углеводородов в соответствии с их температурами кипения - бензин, лигроин, керосин, газойль и мазут (рис. 4).
Рисунок 4. Установка для перегонки нефти.
После нагревания нефти в трубчатой печи в змеевике, пары нефти попадают в ректификационную колонну. В ней горизонтально расположены несколько десятков перегородок с отверстиями. Пары нефти, поступая в колонну, поднимаются вверх и проходят через отверстия в перегородках. Постепенно охлаждаясь при своем движении вверх, они сжижаются на тех или иных перегородках в зависимости от температур кипения.
В процессе перегонки нефти компоненты (фракции) нефти отгоняются в порядке возрастания их температур кипения: бензиновая фракция от пентана до декана перегоняются в пределах до 180°С, керосиновая - 120-315°С, керосино-газойливая - 180-350°С (от нонана до пентадекана). Из этих фракций вырабатываются так называемые светлые нефтепродукты: авиационные и автомобильные бензины; бензины-растворители; керосины; различные сорта дизельного топлива. Выход бензина при перегонке составляет от 5 до 20%. После отбора светлых нефтепродуктов остается мазут, из которого в процессе переработки при температуре свыше 300°С получают смазочные и специальные масла. Остаток после разгонки мазута (выше 500°С) называется гудроном, из которого получают битум и высоковязкие смазочные вещества.
5.2 Ректификация
Ректификация - разделение жидких смесей на практически чистые компоненты, отличающиеся температурами кипения, путем многократных испарения жидкости и конденсации паров. В этом основное отличие ректификации от дистилляции, при которой в результате однократного цикла частичное испарение - конденсация достигается лишь предварительное разделение жидких смесей.
Для ректификации обычно используют колонные аппараты, называемые ректификационными колоннами, в которых осуществляется многократный контакт между потоками паровой и жидкой фаз. Движущая сила ректификации - разность между фактическими (рабочими) и равновесными концентрациями компонентов в паровой фазе, отвечающими данному составу жидкой фазы. Парожидкостная система стремится к достижению равновесного состояния, в результате чего пар при контакте с жидкостью обогащается легколетучими (низко - кипящими) компонентами (ЛЛК), а жидкость - труднолетучими (высококипящими) компонентами (ТЛК). Поскольку жидкость и пар движутся, как правило, противотоком (пар - вверх, жидкость - вниз), при достаточно большой, высоте колонны в ее верхней части можно получить практически чистый целевой компонент.
В зависимости от температур кипения разделяемых жидкостей ректификацию проводят под различным давлением: атмосферным (температуры кипения 30-150 °С), выше атмосферного (при разделении жидкостей с низкими т-рами кипения, напр. сжиженных газов), в вакууме (при разделении высококипящих жидкостей для снижения их температур кипения). Ректификацию можно осуществлять непрерывно или периодически. Для непрерывной ректификации применяют колонны, состоящие из двух ступеней: верхней - укрепляющей (в ней пар укрепляется, т.е. обогащается ЛЛК) и нижней - исчерпывающей (где происходит исчерпывание жидкой смеси, т. е. извлечение ЛЛК и обогащение ее ТЛК). При периодической ректификации в колонне производится только укрепление пара.
6. Вторичная переработка нефти
6.1 Висбрекинг
Висбрекинг - наиболее мягкая форма термического крекинга, представляет собой процесс неглубокого разложения нефтяных остатков (мазутов и гудронов) в относительно мягких условиях (под давлением до 5 МПа и температуре 430-490°С) с целью снижения вязкости остатков для получения из них товарного котельного топлива. Процесс эндотермический, осуществляется в жидкой фазе. Возможности висбрекинга по увеличению выработки светлых нефтепродуктов ограничены требованиями к качеству получаемого остатка. Степень превращения сырья в этом процессе минимальная, отбор светлых нефтепродуктов из гудрона не превышает 5-20%, а из мазута - 16-22%. При этом получается более 75% условно непревращенного остатка - котельного топлива.
Основные направления в развитии висбрекинга:
1) Первое направление - это «печной» (или висбрекинг в печи с сокинг-секцией), в котором высокая температура (480-500 °С) сочетается с коротким временем пребывания (1,5-2 мин), большой выход газов.
2) Второе направление - висбрекинг с выносной реакционной камерой, который, в свою очередь, может различаться по способу подачи сырья в реактор: висбрекинг с восходящим потоком (сырье нетяжелое, повышенный выход бензиновых фракций) и с нисходящим потоком (cырье тяжелое).
Висбрекинг проводится для производства преимущественно жидкого котельного топлива пониженной по сравнению с сырьем вязкости либо с целью производства в повышенных количествах газойля--сырья для установок гидрокрекинга и каталитического крекинга. В обоих вариантах побочными легкими продуктами являются газы и бензиновые фракции, выход которых обычно не превышает 3 и 8 % (масс.) на сырье. Проведение процесса в более жестких условиях, что оценивается по выходу бензина, может приводить к нестабильности топлив, получаемых смешением остаточного продукта висбрекинга с другими компонентами тяжелого жидкого котельного топлива. Нестабильное топливо расслаивается, в нем образуется осадок.
На современных нефтеперерабатывающих заводах висбрекинг позволяет:
· сократить производство тяжелого котельного топлива;
· уменьшить количество прямогонных дистиллятов для разбавления тяжелых, высоковязких остатков (гудронов), используемых в качестве котельного топлива;
· расширить ресурсы сырья для каталитического крекинга и гидрокрекинга;
· выработать дополнительное количество легких и средних дистиллятов, используемых как компоненты моторных и печных топлив.
6.2 Термический крекинг
Термический крекинг - высокотемпературная переработка (нагревание без доступа воздуха) углеводородов с целью получения, как правило, продуктов с меньшей молекулярной массой. Термический крекинг нефтяных фракций проводится при температуре 500-540°С и давлении 2-5 МПа для получения компонентов топлив и сырья для химической и нефтехимической промышленности.
Термический крекинг - можно разделить на крекинг в смешанной фазе (жидкофазный) и в паровой фазе. Первый проводят при умеренной температуре 350 - 500°С и повышенном давлении до 70 атм., второй осуществляется при умеренной или высокой температуре и при высоких и низких давлениях. При смешанном крекинге реакции протекают и в жидкой и в паровой фазах, при парофазном - в паровой фазе.
Направление термического крекинга зависит от природы углеводородного сырья, его молекулярной массы и условий проведения процесса. Термический крекинг протекает в основном по цепному радикальному механизму с разрывом связей С-С в молекулах парафиновых (С5 и выше), нафтеновых, алкилароматических и высококипящих непредельных углеводородов нефтяного сырья и связи С-Н в низкомолекулярных парафиновых и других углеводородах.
Важнейшими параметрами, определяющими направление и скорость протекания термического крекинга, являются температура, давление и продолжительность процесса. Процесс начинает в заметной степени протекать при 300-350°С и описывается кинетическим уравнением первого порядка. Температурная зависимость константы скорости подчиняется уравнению Аррениуса. Изменения давления влияют на состав продуктов процесса (например, на выход остаточных фракций и кокса) вследствие изменения скоростей и характера вторичных реакций полимеризации и конденсации, а также объема реакционной смеси).
6.3 Каталитический крекинг
Каталитический крекинг -- термокаталитическая переработка нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина, легкого газойля и непредельных жирных газов.
Промышленные процессы каталитического крекинга основаны на контактировании сырья с активным катализатором в соответствующих условиях, когда 40-50 весовых % исходного сырья без рециркуляции превращается в бензин и другие легкие продукты. В процессе крекинга на катализаторе образуются углистые отложения, резко снижающие его активность, в данном случае крекирующую способность. Для восстановления активности катализатор регенерируют. Наибольшее распространение получили установки с циркулирующим катализатором в движущемся потоке и псевдоожиженном, или кипящем, слое. Технологическая схема установки каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора и вертикальным секционированным регенератором (рис.5).
Рисунок 5. Схема установки каталитического крекинга с пневмотранспортом катализатора потоком высокой кон-центрации: П-1 - печь; Р-1 - реактор; Р-2 - регенератор; К-1 - ректификационная колонна; К-2 - отпарная секция легкого газойля; К-3 - отпарная секция тяжелого газойля; Е-1 - газоводоотделитель; П-2 - топка под давлением; П-3 - котел-утилизатор; Б-1, Б-2 - катализаторные ем-кости; Е-2, Е-3 - гидравлические затворы, направляющие дымовые газы в атмосферу или в котел-утилизатор; Т-1 - холодильник-конденсатор; Т-2 - увлажнитель пара; Т-3 - камера охлаждения пара; Н-1 - шламовый насос; В-1, В-2, В-3 - воздуходувки; I - сырье (вакуумный газойль); II - катализатор; III - воздух; IV - дымовые газы; V - конденсат; VI - перегретый пар; VII - пар высокого давления; VIII - вода; IX - топливо; X - жирный газ; XI - нестабильный бензин; XII - легкий газойль; XIII - тяжелый газойль; XIV - катализаторный шлам.
Установка рассчитана на переработку дистиллята (350-500°С) вакуумной перегонки; нефти. Сырье, нагретое в лечи П-1 до 350 °С, вводят в поток регенерированного катализатора перед его входом в реактор Р-1. Полное испарение и частичное превращение сырья происходят еще до поступления взвеси в псевдоожиженный слой, а в этом слое каталитический крекинг завершается. Отработанный катализатор уходит в нижнюю, суженную отпарную секцию-десорбер, где из пор закоксованного катализатора отпариваются летучие углеводороды.
Отпаренный закоксованный катализатор транспортируют в регенератор Р-2. Чтобы поддержать движение, в основание восходящей части линии пневмотранспорта вдувают воздуходувкой В-3 часть воздуха, направляемого в регенератор для сжигания кокса. Снижение концентрации твердой фазы на этом участке обеспечивает устойчивый транспорт отработанного катализатора. Регенерированный катализатор возвращается из регенератора Р-2 в реактор. Пары, образующиеся при контакте сырья с катализатором, снижают концентрацию твердой фазы; в результате обеспечивается движущий импульс в линии регенерированного катализатора.
В связи с переходом на цеолитсодержащие катализаторы и реакторы лифтного типа описываемый реактор также подвергся некоторой реконструкции - снизили уровень псевдоожиженного слоя и совершенствовали устройство для ввода смеси катализатора и сырья.
Пары продуктов крекинга и сопутствующий им водяной пар покидают псевдоожиженный слой реактора при 490-500°С и ~ 0,18 МПа, проходят циклонные сепараторы и направляются в ректификационную колонну К-1. Основная масса катализаторной мелочи отделяется в циклонах и возвращается в псевдоожиженный слой; самые мелкие частицы пыли уносятся в ректификационную колонну и отмываются в ее нижней части циркулирующей флегмой, образуя шлам. Из колонны К-1 выходят два боковых погона. Нижний представляет собой тяжелый каталитический газойль с начальной теспературой кипения равной 350°С. Этот продукт можно направить на повторный крекинг в смеси со свежим сырьем. Верхний боковой погон - легкий каталитический газойль с пределами выкипания 195-350 °С. Бензин и газ вместе с водяным паром выходят с верха колонны К-1. В конденсаторе-холодильнике Т-1 образуются конденсаты нестабильного бензина и водяного пара, расслаивающиеся в газоводоотделителе Е-1.
Для сброса катализатора из реактора и регенератора при регу-лярных и аварийных остановках имеется емкость Б-1; для подпитки системы свежим катализатором и для регулирования его уровня в реакторе предусмотрена емкость Б-2.
Газы, выходящие из регенератора при 600°С, содержат значительные количества оксида углерода и несут большой запас тепла. Использование этого тепла, особенно после дожигания оксида углерода, позволяет получить в котле-утилизаторе П-3 значитель ное количество водяного пара при ~ 4 МПа.
Чтобы обеспечить точность регулировки отвода избыточного тепла из псевдоожиженного слоя в регенераторе Р-2, в змеевики регенератора подают не воду, а насыщенный пар из увлажнителя Т-2. Пар, перегревшийся в первой секции змеевиков, охлаждают, впрыскивая водный конденсат в камеру Т-3, до требуемой температуры и подают во вторую секцию, где он вновь нагревается. По выходе из второй секции пар идет в паровую турбину компрессора углеводородного газа, направляемого на газофракционирование.
Для разогрева регенератора при пуске установки имеется топ-ка П-2, где нагревают воздух, направляемый в регенератор. Когда температура катализатора в регенераторе достигает 300 °С, топку П-2 отключают, и подают топливо непосредственно в псевдоожиженный слой регенератора, вплоть до выхода на нормальный режим.
Скорость циркуляции катализатора регулируют, изменяя количество воздуха, подаваемого на транспортирование отработанного катализатора. Поскольку на циркуляцию катализатора влияют колебания давления в реакторе Р-1 и в регенераторе Р-2, разность давлений между этими аппаратами поддерживается постоянной при помощи автоматически регулируемой задвижки на дымовой трубе регенератора.
6.4 Гидрокрекинг
Основным назначением процесса гидрокрекинга является производство гидроочищенных бензиновых фракций, товарных керосинов и дизельных топлив, а также сжиженных газов из более тяжелого нефтяного сырья, чем получаемые целевые продукты.
Гидрокрекинг осуществляется действием водорода в присутствии катализаторов на высококипящие нефтяные фракции (главным образом вакуумный дистиллят с пределами выкипания 300-540°С), а также на легкокипящие и среднедистиллятные прямогонные фракции и вторичные продукты их термокаталитической переработки. Цель гидрокрекинга - получение бензиновых фракций, реактивного и дизельных топлив, смазочных масел, сжиженных газов С3-С4, сырья для пиролиза, каталитического риформинга и крекинга.
Перспективная схема гидрокрекинга - одноступенчатая многостадийная (обычно двухстадийная). На первой стадии сырье подвергают глубокой очистке от сернистых, азотистых, смолистых и полициклических ароматических соединений с использованием алюмоникельмолибденовых, алюмокобальтмолибденовых или никельволъфрамовых катализаторов, содержащих 12-40% оксидов или сульфидов Ni, Co или Мо при температуре и объемной скорости подачи сырья, характерных для гидроочистки.
Полученную газожидкостную смесь, не подвергая разделению, направляют на вторую стадию, где происходит собственно гидрокрекинг в присутствии катализаторов-оксидов или сульфидов Ni, Со или Мо на носителях, которыми служат аморфные или кристаллические (цеолитсодержащие) алюмосиликаты. Для повышения выходов целевых продуктов не превращенное за один проход сырье возвращают в систему.
При использовании в качестве сырья нефтяных фракций с высоким содержанием серы, азота и полициклических ароматических углеводородов катализатор быстро теряет свою активность. В этом случае гидрокрекинг проводят в две ступени. На первой сырье облагораживают, применяя алюмокобальтмолибденовый катализатор, устойчивый к серо- и азотсодержащим соединениям, на второй используют цеолитный катализатор, содержащий благородный металл (Pt, Pd, Ru). Между ступенями установлена ректификационная колонна для выделения из гидрогенизата растворенных газов и части жидких продуктов.
С помощью гидрокрекинга можно получать высококачественные нефтепродукты, состав которых определяется температурой и объемной скоростью подачи сырья, а также количеством и фракционным составом рециркулирующего непревращенного сырья. Процесс отличается высокой избирательностью (выход целевого продукта может достигать 80%).
Поскольку процесс экзотермичный (тепловой эффект до 240 кДж/моль), для поддержания требуемой температуры между слоями катализатора вводят холодный водородосодержащий газ.
6.5 Каталитический риформинг
Основное назначение процесса риформинга - получение высококтанового компонента товарных автомобильных топлив из низкооктановых тяжелых бензинов за счет их ароматизации.
На рисунке 6 представлена схема установки риформинга.
Сырье I смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом IV. Далее реакционная смесь нагревается в теплообменнике 4 и печи 5 и поступает в верхнюю секцию реактора 2. Переменный диаметр реактора позволяет неравномерно распределять катализатор между секциями в соответствии с протекающими реакциями. Продукты из нижней части реактора 2 проходят теплообменники 4. Первое разделение жидкой и газовой фаз происходит в газовом сепараторе низкого давления 8 (при 1 МПа). Газ из этого газового сепаратора компримируют компрессором 6 до давления 1,5 МПа, вновь смешивают с жидкой фазой, подаваемой из газового сепаратора 8, и разделяют смесь в газовом сепараторе высокого давления 7. Подобное решение узла сепарации, вызванное низким давлением в реакционной зоне, снижает унос бензина с водородсодержащим газом и повышает содержание в нем водорода. В колонне 9 осуществляют стабилизацию катализатора при давлении 0,8--0,9 МПа. Из верхней части колонны уходят углеводородный газ VII и головная фракция VIII, которые передаются на газофракционирующую установку, а стабильный катализатор отбирается снизу колонны.
Рис. 6. Схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора: 1 -- секция регенерации; 2 -- реактор; 3 -- насос; 4 -- теплообменник; 5 -- многосекционная печь; 6-- компрессор; 7-- газосепаратор высокого давления; 8-- газосепаратор низкого давления; 9 -- колонна стабилизации; 10 -- холодильник; 11 -- сепаратор; 12-- трубчатая печь; I -- сырье; II--воздух; III -- дымовые газы; IV -- циркулирующий газ; V -- вода; VI -- водород заводским потребителям; VII -- газообразные углеводороды; VIII -- нестабильная головная фракция; IX -- топливный газ; X -- стабильный катализатор
Регенератор 1 представляет собой аппарат с радиальным потоком реакционных газов, разделенный на три технологические зоны. В верхней зоне при мольном содержании кислорода 1 объемный % в газе-окислителе происходит выжиг кокса. В средней зоне при содержании кислорода 10--20 объемных % и подаче хлорорганических соединений происходит окислительное хлорирование катализатора. В третьей нижней зоне катализатор дополнительно прокаливают в токе сухого воздуха.
6.6 Алкилирование
Процесс алкилирования направлен на получение высокооктановых компонентов автомобильного бензина из непредельных углеводородных газов.
Механизм реакции алкилирования довольно сложен. Самым главным в процессе является реакция соединения алкана и алкена. При этом алкен получают с числом атомов углерода. Он равен сумме атомов углерода в исходном алкене и алкане. Молекулы исходного сырья также как и молекулы алканов будут иметь изо-строение.
В процессе алкилирования изобутан вступает в реакцию с лёгкими олефинами в присутствии катализатора -- серной кислоты с образованием карбокатиона. Основная стадия реакции заключается в протонировании лёгкого олефина. При алкилировании олефинов из карбокатиона С4 образуется карбокатион С8. За счет гидридного переноса от другой молекулы изобутана образуется парафиновый продукт С8 и ещё один карбокатион С4, который обеспечивает дальнейший ход реакции. Так как помимо основной реакции, проходит множество побочных, то образуется большое число углеводородов разного строения. Наиболее желательным является триметилпентан с высоким октановым числом. Для получения хорошего качества товарного алкилата особую важность имеет высокое соотношение «изобутан/олефины», оптимальная продолжительность контакта, температура, и соотношение «катализатор/олефины».
Реакция алкилирования протекает с выделением тепла. Поэтому в составе установки есть секция охлаждения, предназначенная для получения циркулирующего хладоагента, путем компремирования его на компрессоре и подачи его в реакционную зону.
В изобутановой и бутан-бутиленовой фракциях приходящих на установку, содержится небольшое количество пропана и бутана. Так как эти алканы не участвуют в реакции, то для исключения их накопления в системе имеются ректификационные колонны.
7. Синтез поливинилового спирта
Поливиниловый спирт -- искусственный, водорастворимый, термопластичный полимер. Первооткрывателями поливинилового спирта были немецкие химики Вилли Герман и Вольфрам Гонель в 1924 году.
Пленкообразующие, эмульгирующие и склеивающие свойства поливинилового спирта позволяют использовать его в различных отраслях и сферах. Поливиниловый спирт устойчив к воздействию масел, жиров и растворителей. Он не имеет запаха и нетоксичен, имеет высокую прочность на растяжение и гибкость, а также обладает высоким содержанием кислорода. Однако, эти свойства поливинилового спирта находятся в прямой зависимости от влажности, при повышении которой он впитывает воду. Вода, которая действует как пластификатор, уменьшает прочность поливинилового спирта. Он полностью распадается и быстро растворяется в ней. Плотность поливинилового спирта от 1,19 до 1,31 г/смі, температура плавления - 200°C, температура кипения - 228°C.
Поливиниловый спирт нашел применение в различных отраслях и сферах в качестве бумажного покрытия для лайнеров; водорастворимой пленки для упаковки стирального порошка в растворяющихся таблетках; волокон для арматуры в бетоне; сгустителя и адгезионного материала для производства шампуней и латекса; эмульгатора в пищевой промышленности; эмболизирующего агента при нехирургическом лечении онкологических заболеваний.
7.1 Производство поливинилового спирта щелочным омылением поливинилацетата по совмещенной периодической схеме
Поливиниловый спирт в промышленности получают омылением поливинилацетата в присутствии спиртового раствора щелочи:
Производство включает синтез поливинилацетата из мономера и его переработку в поливиниловый спирт при последовательности технологических стадий:
· синтез поливинилацетат периодической полимеризацией мономера;
· приготовление метанольного раствора щелочи;
· омыление поливинилацетата;
· отжим поливинилового спирта;
· сушка, просеивание и затаривание продукта.
Рис. 7. Схема синтеза поливинилового спирта.
Полимеризация протекает в реакторе 7 (рис.7), куда из хранилищ 1,2 через соответствующие мерники 3,4 и фильтры 5,6 подают винилацетат и метанол, а также через мерник 8 - раствор порофора-N в метаноле. Рецептура загрузки реактора: винилацетат-100, метанол-70, порофор-N - 0,15.
При температуре 52-54 °C процесс длится 30-35 ч. По достижении заданной степени конверсии винилацетата (96-98%) реакционную массу разбавляют метанолом до концентрации поливинилацетата в лаке 28-33% и передают на стадию омыления в реактор 10. В реактор-омылитель, предварительно загруженный поливинилацетатным лаком (полимеризатом), подают из сборника-смесителя 11 через мерник 12 4-5%-ный метанольный раствор щелочи (NaOH) и из хранилища 2 через мерник 4 дополнительно метанол до достижения модуля ванны 1:3,7 по рецептуре: поливинилацетат-60, метанол-222, щелочь-0,15-0,2.
Процесс омыления проводят при температуре 40-50 °C в течение 3-5 ч. При остаточном содержании ацетатных групп не более 2-3% омыленный полимер сбрасывают в центрифугу 14 для отжима от метанола. Фугат через ловушку 16 направляют на регенерацию спирта, а влажный полимер подвергают сушке в вакуум-гребковой сушилке 15 при температуре 40-52 °C до остаточного содержания летучих не более 4%.
При использовании поливинилового спирта в качестве полупродукта для производства поливинилацеталей полученную в реакторе-омылителе 10 суспензию полимера нагревают до 70 °C и отгоняют метанол, предварительно переключив холодильник-конденсатор 13 на прямой. Кондесат метанола направляют на регенерацию, а в реактор 10 подают обессоленную воду (до модуля ванны 1:10). Образующийся при этом 10%-ный водный раствор поливинилового спирта направляют на ацеталирование.
8. Экология переработки нефти
В процессе освоения нефтяных месторождений наиболее активное воздействие на природную среду осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах. При этом происходит нарушение растительного, почвенного и снежного покровов, поверхностного стока и микрорельефа территории. Такие нарушения приводят к сдвигам в тепловом и влажном режимах грунтовой толщи и к существенному изменению ее общего состояния, что приводит к необратимым последствиям. Добыча нефти приводит также к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды.
Как при добыче нефти, так и при ее перевозке, переработке и дальнейшем использовании в окружающую среду поступает огромное количество вредных веществ, которые в буквальном смысле отравляют атмосферу, уничтожают флору и фауну, ухудшают состояние здоровья людей.
Минимальное воздействие нефтеперерабатывающего производства на окружающую среду возможно при тщательном соблюдении технологий производства. Современные разработки позволяют рационально использовать природные ресурсы и предотвращать и оперативно ликвидировать возникающие загрязнения.
С целью уменьшения загрязнения окружающей среды ведутся разработки и внедряются новые природосберегающие технологии, на заводах создают системы экологического мониторинга, оборудуя лаборатории современными приборами.
Реализуя полный комплекс природоохранных мер, нефтеперерабатывающие заводы обеспечивают себе возможность дальнейшего развития, так как в современных условиях существование любого предприятия, а особенно нефтеперерабатывающего, напрямую зависит от экологической безопасности его деятельности.
геологический месторождение нефть экология
Список литературы
1. Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России - М.: ВНИИОЭНГ, 1996.
2. Адельсон С.В. Технология нефтехимического синтеза «Химия», 1985г.
3. Суханов В.П. Переработка нефти: Учебник для средних проф.-техн. учеб. заведений. - 2-е изд. - М.: Высш. Школа, 1979.
4. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1979.
5. http://studopedia.info/2-32481.html
6. http://bibliotekar.ru/spravochnik-52/10.htm
7. http://www.xumuk.ru/
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Залежи нефти в недрах Земли. Нефтеразведка с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. Этапы и способы процесса добычи нефти. Химические элементы и соединения в нефти, ее физические свойства. Продукты из нефти и их применение.
реферат [16,9 K], добавлен 25.02.2010Физические и химические свойства нефти. Теория возникновения газа. Применение продуктов крекинга. Внутреннее строение Земли. Геодинамические закономерности относительного изменения запасов и физико-химических свойств нефти различных месторождений.
дипломная работа [3,8 M], добавлен 06.04.2014Общие сведения об Уршакском месторождении. Стратиграфия и тектоника. Характеристика нефтегазоносных пластов и пластовых флюидов. Физико-химические свойства нефти девонских отложений. Свойства пластовой нефти и воды. Состояние разработки месторождения.
курсовая работа [3,4 M], добавлен 30.01.2016Павловское газонефтяное месторождение в Чернушинском районе Пермского края. Штанговые скважинные насосы. Характеристика Уньвинского месторождения. Установка первичной переработки нефти. Эксплуатация газовых скважин. Технологический процесс добычи нефти.
отчет по практике [535,0 K], добавлен 22.07.2012Физико-химические свойства нефти. Свойства турбулентной диффузии. Промысловый сбор и транспорт продукции скважин. Особенности разработки и обустройства нефтяного месторождения, технологическое оборудование, автоматизация технологических процессов.
курс лекций [9,1 M], добавлен 29.12.2010Исследование геологической природы нефти и газа. Изучение плотности, вязкостных свойств, застывания и плавления, загустевания и размягчения, испарения, кипения и перегонки нефти. Групповой химический состав нефти. Физические свойства природного газа.
реферат [363,1 K], добавлен 02.12.2015Химический и механический состав нефти в зависисости от месторождения. Нефти парафинового и асфальтового основания. Химическая классификация нефти по плотности и углеводородному составу. Геохимические, генетические и технологические классификации.
презентация [128,6 K], добавлен 22.12.2015Общая характеристика месторождения Карачаганак: расположение, запасы нефти и газа, хроники реализации проекта. Особенности нефтеперерабатывающих заводов Казахстана. Перспективы развития нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности Казахстана.
реферат [166,1 K], добавлен 08.12.2011Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.
курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".
курсовая работа [1,2 M], добавлен 25.09.2013Запасы нефти Верхнечонского месторождения, его продуктивность. Анализ точности подсчета запасов нефти пласта ВЧ1+2, ВЧ1, ВЧ2 блок 2 Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Расчленение разреза на стратиграфические комплексы (свиты, подвиты).
курсовая работа [6,0 M], добавлен 04.01.2016Происхождение нефти, образование месторождений. Оборудование, необходимое для бурения скважин. Транспортировка нефти и газа на нефтеперерабатывающие заводы и электростанции. Особенности переработки нефти. Добыча растворенного газа в Томской области.
реферат [52,3 K], добавлен 27.11.2013Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.
контрольная работа [101,6 K], добавлен 21.10.2014Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.
курсовая работа [60,6 K], добавлен 17.11.2016Административное положение предприятия НГДУ "Сургутнефть" и его организационная структура. Краткая геолого-промысловая характеристика месторождения нефти. Техника и технология добычи нефти и газа. Причины и методы обнаружения неполадок в работе скважин.
отчет по практике [1,2 M], добавлен 12.06.2015Описание Хохряковского месторождения. Физико-химические свойства нефти газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Характеристика добывающего фонда скважин и базовые показатели эксплуатации. Расчет и подбор оборудования УЭЦН к скважине.
курсовая работа [663,7 K], добавлен 08.12.2015Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.
курсовая работа [715,1 K], добавлен 21.08.2015Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 10.06.2014Физико-химические свойства нефти и газа. Принципы и показатели классификации видов нефти и применение тригонограмм. Макроскопическое описание осадочных горных пород. Особенности пород-коллекторов и покрышек. Аспекты построения геологического профиля.
методичка [379,3 K], добавлен 25.10.2012Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.
курсовая работа [3,1 M], добавлен 15.01.2014
