1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ КАТАЛИТИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА Лекция 10 Каталитический риформинг Лектор – ассистент, к. т.н. Юрьев Е. М. (кафедра ХТТ ХТФ)
2 Литература Кравцов, Анатолий Васильевич. Интеллектуальные системы в химической технологии и инженерном образовании. Нефтехимические процессы на Pt-катализаторах / А. В. Кравцов, Э. Д. Иванчина. Новосибирск : Наука, с. Кравцов, Анатолий Васильевич. Компьютерное прогнозирование и оптимизация производства бензинов : Физико-химические и технологические основы / А. В. Кравцов, Э. Д. Иванчина. Томск : STT, с. Промышленные установки каталитического риформинга / под ред. Г. А. Ластовкина – Ленинград: Химия, 1987 г. Магарил, Ромен Зеликович. Теоретические основы химических процессов переработки нефти : учебное пособие / Р. З. Магарил. М. : КДУ, с. : ил. Кузнецов, Алексей Алексеевич. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов : справочное пособие / А. А. Кузнецов, Е. Н. Судаков. М. : Химия, с. : ил.
3 Основные сведения С англ. «reforming» : 1930 г. – термический риформинг; г. – платформинг – каталитический риформинг на Pt – катализаторах (UOP); Ренийформинг – Chevron Oil Company. Chevron Oil Company Пауэрформинг – ExxonMobil. ExxonMobil Магнаформинг – Englehard Catalyst Company Ультраформинг – British Petroleum Company. British Petroleum Company Непрерывный платиновый риформинг – UOP. Октанайзинг (непрерывный риформинг) – Axens. Две технологии: – Получение моторных топлив повышением ОЧ (с ОЧи до 90-98) сырье – фракция прямогонных бензинов °С; – Получение ароматики: Бензол (t кип =80,1 °С), сырье – фракция °С Толуол (t кип =110,6 °С), сырье – фракция °С Ксилолы (t кип =136,2-144,2 °С), сырье – фракция °С
4 Основные сведения Сырье Фракционный состав: фракция прямогонных бензинов °С; ниже 85 °С – ниже ОЧ, большой выход газа; выше 180 °С – много кокса. Компонентный: парафино-нафтеновое, нафтеновое – более 40 % нафтенов (Зап.-Сиб. нефти, сырье Ачинска, Омска, Ангарска и др.), парафиновые – менее 30 % нафтенов (ГК, Салаватские, Оренбургские), средние – % нафтенов (смешанные экспортные нефти, сырье Рязани, Киришей, Мозыря). Наиболее выгодное – нафтеновое. Вода – не более 1,5-3 ppm – вымывает галоген с носителя, снижает изомеризационную активность; Сера – не более 1 ppm – отравляет металлы катализатора; Азот – не более 0,5 ppm – отравляет кислотные центры катализатора;
6 Схемы превращения ОЧи Бензол106циклопентаны85-93 Толуол112циклогексан77 пара-Ксилол120нафтены70-80 мета-Ксилол120 opmo-Ксилол105Н-пентан62 Этилбензол114Н-гексан26 Сумма ароматики С9117н-гептан0 Сумма ароматики С10110н-октан
7 Химизм процесса Основные реакции Изомеризация Дегидроциклизация парафинов Дегидрирование нафтенов Гидрокрекинг
8 Носители катализаторов платформинга Превращение н-гептана, % α-Al 2 O 3 4,9 γ-Al 2 O 3 47 η-Al 2 O 3 49 γ-Al 2 O 3 +1 % Cl63 γ-Al 2 O 3 +1 % F74 Изомеризующие, дегидроциклизующие и слабые крекирующие свойства. Изомеризующие свойства усиливают добавлением Cl (HCl)
9 Металлы катализаторов платформинга Гидрирующе-дегидрирующие и дегидроциклизующие свойства, восстановление кокса в среде водорода. Основной металл – Pt ( % мас.) меньше – повышается коксообразование; больше – повышается гидрокрекинг. Сокатализаторы – Re, Ge, Ir, Sn и др. ( % мас.) 1)Re, Ir, Cr, Cu, Ge – усиливают гидро – дегидроциклизующие свойства; 2)Zn, Cd, Ag и др. – усиливают устойчивость, термостабильность катализатора, снижают крекирующие свойства;
11 – Низкая теплота адсорбции на моноплатине; – Необходим электронный промотор, например Re (d 5 ); – Катализаторы: КР-108, КР-110; 1) Сбалансированные кат-ры Pt : Re = 1 (КР-108у, RG-482) 2) Несбалансированные кат-ры Pt : Re
12 Изомеризация На хлорированных кислотных центрах (тетраэдрах) – Изомеризация гептана в 2,2-диметилпентан; – Изомеризация метилциклопентана в циклогексан. Содержание не более 2 Cl на 1 Pt, иначе блокировка Pt; Зависит от влажности циркулирующего ВСГ; Гидрогенолиз Re находится в атомарном виде; Побочная реакция, нерациональный расход водорода, увеличение выхода газов С1-С4; компенсируется судьфидированием катализатора на стадии приготовления.
13 Гидрокрекинг Протекает на оксиде алюминия и металлической фазе; Степень протекания определяется числом крекинга;
14 Образование кокса Реакции диспропорционирования олефинов и ароматики, обеднение водородом непредельных УВ – конденсация моно – и биароматических колец в полиядерную ароматику. Реакция Немцова олефин + ароматика (500 °С) = аморфный кокс (900 °С) = = графитизированный кокс Аморфный кокс образуется на кислотных центрах, он может гидрироваться при высоких давлениях водорода; Снижается активность катализатора. Непрерывный риформинг проходит при давлении 14 атм; стационарный – атм (пробег катализатора составляет 8-12 месяцев, потом регенерация).
90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов %” title=”Групповой состав фракций, % Первичная перегонкаКаткрекингРиформинг Ароматика3-1020-2535-50 Нафтены12-3015-205-10 Парафины60-7040-5020-40 Олефины-20-30- РоссияСША Риформинг>90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов %” class=”link_thumb”> 15 Групповой состав фракций, % Первичная перегонкаКаткрекингРиформинг Ароматика Нафтены Парафины Олефины РоссияСША Риформинг>90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % 90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов %”> 90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов %”> 90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов %” title=”Групповой состав фракций, % Первичная перегонкаКаткрекингРиформинг Ароматика3-1020-2535-50 Нафтены12-3015-205-10 Парафины60-7040-5020-40 Олефины-20-30- РоссияСША Риформинг>90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов %”>
90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразу” title=”РоссияСША Риформинг>90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразу” class=”link_thumb”> 16 РоссияСША Риформинг>90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразующие свойства; Уменьшение низшей теплоты сгорания; Повышенная токсичность. 90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразу”> 90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразующие свойства; Уменьшение низшей теплоты сгорания; Повышенная токсичность.”> 90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразу” title=”РоссияСША Риформинг>90 Каткрекинг8992 Алкилирование91 ОЧм94 ОЧм ОЧ бензинов % РоссияСША Риформинг7222 Каткрекинг1243 Прямогонный324 Содержание Ароматики (в среднем)4528 Структура производства бензинов, % – Недостатки ароматики: Повышенные нагарообразу”>
Http://www. myshared. ru/slide/615965/
По дисциплине «Основы технологии промышленной переработки нефти и газа»
Специальность «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
1.Физико-химические свойства углеводородов, нефте и нефтяных фракций.
1.2.8. Температура вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Взрывоопасность.
2.5. Растворители. Прочие нефтепродукты (кокс, сажа, консистентные смазки, нафтеновые кислоты и т. д.)
4. Смазочные материалы, продукты масляно-парафинового производства и другие нефтепродукты
5.2.1 Принципиальная схема установки для перегонки нефти. Типы трубчатых установок для перегонки нефти.
10. Основные и вспомогательные объекты газоперерабатывающего завода
11.1. Осушка газа жидкими поглотителями. Оптимальные условия осушки газа. Технологическая схема осушки
11.3. Осушка газа твердыми поглотителями. Свойства адсорбентов. Технологический режим.
12. Очистка нефтяных и природных газов от сероводорода и двуокиси углерода. Получение элементарной серы.
12.3. Выделение кислых компонентов растворами моно-, диэтаноламинов. Установка очистки газов раствором моноэтаноламина.
Свидетельство о публикации данного материала автор может скачать в разделе «Достижения» своего сайта.
Опубликуйте минимум 3 материала, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную благодарность
Добавьте минимум пять материалов, чтобы получить сертификат о создании сайта
Опубликуйте минимум 10 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную грамоту
Опубликуйте минимум 15 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данное cвидетельство
Опубликуйте минимум 20 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную грамоту
Опубликуйте минимум 25 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную грамоту
Опубликуйте минимум 40 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную почётную грамоту
Все материалы, размещенные на сайте, созданы авторами сайта либо размещены пользователями сайта и представлены на сайте исключительно для ознакомления. Авторские права на материалы принадлежат их законным авторам. Частичное или полное копирование материалов сайта без письменного разрешения администрации сайта запрещено! Мнение редакции может не совпадать с точкой зрения авторов.
Ответственность за разрешение любых спорных моментов, касающихся самих материалов и их содержания, берут на себя пользователи, разместившие материал на сайте. Однако редакция сайта готова оказать всяческую поддержку в решении любых вопросов связанных с работой и содержанием сайта. Если Вы заметили, что на данном сайте незаконно используются материалы, сообщите об этом администрации сайта через форму обратной связи.
Http://infourok. ru/kurs-lekciy-po-predmetu-osnovi-tehnologii-promishlennoy-pererabotki-nefti-i-gaza-2444507.html
«Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти»
1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН
1.4 Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН и производства масел
Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине.
Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте, затем в 1823 г. – второй на Северном Кавказе около г. Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применение. Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX, на кубовых батареях непрерывного действия.
В 1876 г. В. Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства – мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д. И. Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.
В 1890 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия – прообраз современных установок для перегонки нефти. Широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности определило внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей.
В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.
Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.
Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.
Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.
Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.
В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т. е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.
Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, – дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т. е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).
Http://works. doklad. ru/view/0M1YEK5V3Oo. html
Современные процессы переработки нефти и газа протекают при чрезвычайно разнообразных условиях: в интервале температур от – 60 С при кристаллизации в производстве масел до 850 – 900 С при пиролизе этана и интервале давлений от глубокого вакуума ( при перегонке тяжелых нефтяных остатков) до 150 МПа в производстве полиэтилена. [1]
Современные процессы переработки нефти и газа отличаются большой производственной мощностью и непрерывностью. Для правильного ведения такого рода процессов крайне необходим быстрый анализ сложных веществ, участвующих в переработке. Особенно важен непрерывный контроль за химическим составом технологических потоков. Автоматические анализаторы непрерывного действия необходимы для комплексной автоматизации процессов нефтепереработки. [2]
Современные процессы переработки нефти основываются на исследовании углеводородного состава нефти и нефтепродуктов. В настоящее время наиболее надежным методом исследования химического состава является изучение колебательных спектров молекул. Основные принципы этого метода известны уже давно. Еще в 1800 г. Гершелем [22] было открыто излучение, лежащее за длинноволновым пределом человеческого зрения. Ранние исследования были весьма ограничены вследствие применения приборов с различной дисперсией и различных способов регистрации излучения в инфракрасной области. Однако уже в первых работах было замечено, чтс прозрачность так называемых бесцветных веществ зависит от частоты излучения. Иными словами, если бы глаз был чувствителен к энергии, излучаемой в инфракрасной области спектра, то эти вещества обладали бы цветом. [3]
Современные процессы переработки нефти характеризуются большим разнообразием и мобильностью. При помощи этих процессов можно производить высококачественные топлива и масла, эффективно перерабатывать сернистые и высокосернистые нефти; получать однотипные по химическому строению углеводороды или их смеси, используемые для нефтехимического синтеза, а также в качестве топлив для новых видов транспорта. К основным современным процессам переработки нефти и нефтяных фракций, кроме прямой перегонки, относится гидроочистка, осу-щестнляемая с целью удаления нежелательных примесей; каталитический риформинг бензино-лигроиновой фракции, предназначенный для получения компонента товарного бензина и низкомолекулярных ароматических углеводородов, и каталитический крекинг, в результате которого получают бензин и более высоко-кипящие фракции, используемые после глубокого гидрирования в качестве компонентов для получения высокостабильных топлив типа керосина. [4]
Среди современных процессов переработки нефти одно из первых мест по своему значению занимают процессы, основанные на применении избирательных растворителей. Действие избирательных растворителей основано на различной растворимости в них тех или иных компонентов сложнейшей смеси, какую представляет собой любая фракция нефти. Благодаря различию в растворимости отдельные группы соединений могут быть с большей или меньшей полнотой отделены друг от друга. [5]
При современных процессах переработки нефти остро стоит вопрос замены дефицитных и дорогих металлов на недефицш-ные, дешевые неметаллические материалы. Такими заменителями для нефтяного аппаратостроения и машиностроения являются пластические массы, дерево, графит, материалы на основе каучука, а также искусственные и естественные силикатные материалы. [6]
При современных процессах переработки нефти остро стоит вопрос замены дефицитных и дорогих металлов на шедефищп-ные, дешевые неметаллические материалы. Такими заменителями для нефтяного аппаратостроения и машиностроения являются пластические массы, дерево, графит, материалы на основе каучука, а также искусственные и естественные силикатные материалы. [7]
Почти все современные процессы переработки нефти, начиная от первичной перегонки и кончая процессом глубокой переработки тяжелых остаточных продуктов, сопровождаются выделением газов. Газы состоят из низкомолекулярных углеводородов, в одних газах преобладают предельные, в других непредельные углеводороды. Последние являются ценным сырьем для химической переработки или получения высококачественных компонентов топлпв. Для разделения газов почти всех процессов современной нефтепереработки с целью выделения отдельных углеводородов, необходимых для дальнейшего использования, главным образом для химической переработки, применяется фракционирование. [8]
Итак, современные процессы переработки нефти можно разделить на две группы: к первой относится прямая перегонка, при которой извлекаются товарные продукты в том виде, в каком они присутствуют в нефти, ко второй – каталитические процессы, при проведении которых химический состав сырья изменяется в желаемом направлении. На современных нефтеперерабатывающих заводах обе группы процессов включены в общую схему, дополняя друг друга. Принятые масштабы увеличения добычи нефти и определяют развитие промышленности ее переработки. [10]
Таким образом, современные процессы переработки нефти позволяют направленно изменять химическую структуру углеводородов и иолучать однотипные по строению группы соединений. [11]
Широкий диапазон рабочих условий современных процессов переработки нефти и газа можно представить, если учесть, что аппаратура, применяемая в этих процессах, работает нри температурах от – 50 при производстве полиизобутилсна до 850 – 900 при пиролизе этана и от глубокого вакуума, используемого при перегонке тяжелых нефтяных остатков, до давления 1500 am, применяемого при производстве полиэтилена. [12]
В связи с применением в современных процессах переработки нефти высоких температур и давлений, а также зачастую агрессивных сред для изготовления нефтезаводского оборудования и аппаратов требуются высоколегированные ( жаропрочные, жаростойкие, нержавеющие и кислотостойкие) стали. [13]
Но несмотря на то, что мы владеем современными процессами переработки нефти, они крайне неудовлетворительно внедряются на заводах. [14]
При низких ( отрицательных) температурах, применяющихся в современных процессах переработки нефти и нефтехимических производств, возникают другие изменения в металле, обуславливающие падение ударной вязкости и хрупкое разрушение металла. [15]
Http://www. ngpedia. ru/id346173p1.html
Официальный сайт нефтяной компании «ЛУКОЙЛ» – добыча и переработка нефти и газа. Первое установленное использование нефти по регионам мира; Дата Регион мира Как. Название. Слово petroleum, обозначающее нефть в английском и некоторых других языках. 1 ТЕЛЕФОННЫЙ СПРАВОЧНИК МПО ОАО «ГАЗПРОМ» СОДЕРЖАНИЕ Стр. РУКОВОДСТВО, ОТДЕЛЫ И СЛУЖБЫ.
Уголь, подобно нефти и газу, представляет собой органическое вещество, подвергшееся. Km. ru представляет самые свежие и актуальные новости о событиях в России и за рубежом. Проведение открытых и закрытых онлайн-торгов и аукционов. Выдача ЭЦП, банковских гарантий. Справочник по кодам ОКВЭД 2016, видам экономической деятельности, общероссийский. Разведка Добыча «КазМунайГаз» — разведка, добыча и продажа нефти в Казахстане: разработка. Справочник по добыче нефти. Физические основы добычи нефти и газа. 1.1. Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа. Группа «Газпром» является крупнейшей компанией мира по величине запасов природного газа. Сылочка № 2 ogbus. ru Тама есть шо полистать! Много прикольных статей и вродеб книги были. 6 окт 2007 Описаны физические основы добычи нефти и газа, а также разработки нефтяных месторождений. Рассмотрены способы. Диссертация 2005 года на тему Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней. 4 авг 2011 К. Р.Уразакова, М.: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2000. -374 с.: ил. Описаны физические основы добычи нефти и газа, а также разработки.
Экспорт нефти. В связи с перераспределением поставок нефти экспорт в 2015 году вырос на 14,6. При этом реальность разительно отличается от слов сенатора и кучи их вариаций: добыча. 18 июл 2005 Справочник по добыче нефти. Описаны физические основы добычи нефти и газа, а также разработки нефтяных месторождений. Нефть и газ, являясь основными энергоносителями, играют значи тельную роль в экономике любого государства. Продукты нефгегазопереработки. Комплекс производственного и экологического мониторинга. Компрессорная станция. 29 май 2010 Муравьев В. М. Справочник мастера по добыче нефти интенсификации добычи, сбора и подготовки нефти, газа и воды, поддержания. 30.12.2016 / 15:19 Уважаемые друзья и коллеги! Редакция сайта “Рупек” от всей души поздравляет вас.
НЕФТЬ-ГАЗ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА Название: Справочник мастера по добыче нефти. Год издания: 1975. УДК: 622.323. Число страниц. О НАЗНАЧЕНИИ И ПРИНЦИПАХ ПУНКТУАЦИИ ; ЗНАКИ ПРЕПИНАНИЯ В КОНЦЕ И В НАЧАЛЕ ПРЕДЛОЖЕНИЯ. Расписание. Весенний семестр(ОФО) 2017 г. четная неделя Осенний семестр(ЗФО) 2016 г. нечетная. Тюмень. Добыча нефти в Тюменской области в 2017 году по базовому варианту прогнозируется. Аргументы и Факты: круглосуточное ежедневное обновление новостей России и мира, репортажи.
Тама есть шо полистать! Много прикольных статей и вродеб книги были. ЛУКОЙЛ считает своей целью создание новой стоимости, поддержание высокой прибыльности. Журнал «ТЭК России» Оперативно и авторитетно о ТЭК России и мира. Распространяется. Запасы и добыча газа. Группа «Газпром» — мировой лидер по величине запасов и объемам.
Мировой экономический кризис, Михаил Хазин, финансовый кризис, экономически кризис, Этот. Справочник мастера по добыче нефти. В. М. Муравьев.
Http://alt91.96.lt/?eta=spravochnik_po_dobycha_nefti_i_gaz
Нефть, извлекаемая из скважин, всегда содержит в себе попутный газ, механические примеси и пластовую воду, в которой растворены различные соли, чаще всего хлориды натрия, кальция и магния, реже – карбонаты и сульфаты. Обычно в начальный период эксплуатации месторождения добывается безводная или малообводнен-ная нефть, но по мере добычи ее обводненность увеличивается и достигает до 90 – 98 %. Очевидно, что такую «грязную» и сырую нефть, содержащую к тому же легколетучие органические (от метана до бутана) и неорганические (H2S, C02) газовые компоненты, нельзя транспортировать и перерабатывать на НПЗ без тщательной ее промысловой подготовки.
Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. С увеличением содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испарение и конденсацию (в 8 раз больше по сравнению с бензином). Возрастание транспортных расходов обусловливается не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с пластовой водой эмульсию. Так, вязкость ромашкинской нефти с увеличением содержания в ней воды от 5 до 20% возрастает с 17 до 33,3 сСт, то есть почти вдвое. Механические примеси нефти, состоящие из взвешенных в ней высокодисперсных частиц песка, глины, известняка и других пород, адсорбируясь на поверхности гло-
Бул воды, способствуют стабилизации нефтяных эмульсий. Образование устойчивых эмульсий приводит к увеличению эксплуатационных затрат на обезвоживание и обессоливание промысловой нефти, а также оказывает вредное воздействие на окружающую среду. Так, при отделении пластовой воды от нефти в отстойниках и резервуарах часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии, что загрязняет сточные воды. Та часть эмульсии, которая улавливается в ловушках, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, образуя так называемые «амбарные» нефти, которые не находят рационального применения или утилизации. При большом содержании механических примесей усиливается износ труб и образование отложений в нефтеаппаратах, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи и производительности установок.
Еще более вредное воздействие, чем вода и механические примеси, оказывают на работу установок промысловой подготовки и переработки нефти хлористые соли, содержащиеся в нефти. Хлориды, в особенности кальция и магния, гидролизуются с образованием соляной кислоты даже при низких температурах. Под действием соляной кислоты происходит разрушение (коррозия) металла аппаратуры технологических установок. Особенно интенсивно разъедается продуктами гидролиза хлоридов конденсационно-холодильная аппаратура перегонных установок. Кроме того, соли, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах – мазуте, гудроне и коксе, ухудшают их качество.
При переработке сернистых и высокосернистых нефтей, в результате разложения сернистых соединений, образуется сероводород, который в сочетании с хлористым водородом является причиной наиболее сильной коррозии нефтеаппаратуры:
Хлористое железо переходит в водный раствор, а выделяющийся сероводород вновь реагирует с железом.
Таким образом, при совместном присутствии в нефтях хлоридов металлов и сероводорода во влажной среде происходит взаимно инициируемая цепная реакция разъедания металла. При отсутствии или малом содержании в нефтях хлористых солей интенсивность коррозии значительно ниже, поскольку образующаяся защитная пленка
Из сульфида железа частично предохраняет металл от дальнейшей коррозии.
В соответствии с ГОСТ 9965-76 нефти, поставляемые с промыслов на НПЗ, по содержанию хлористых солей и воды делятся на следующие три группы:
Подготовленная на промыслах нефть далее на НПЗ подвергается вторичной более глубокой очистке до содержания солей менее 5 мг/л и воды менее 0,1 % масс.
На нефтепромыслах эксплуатируются различные системы сбора и подготовки нефти. На смену негерметизированным схемам, эксплуатация которых была связана с потерями газа и легких фракций нефти, пришли экологически более безопасные герметизированные системы сбора, очистки и хранения. Сырая нефть из группы скважин поступает в трапы-газосепараторы, где за счет последовательного снижения давления попутный газ отделяется от жидкости (нефть и вода), затем частично освобождается от увлеченного конденсата в промежуточных приемниках и направляется на газоперерабатывающий завод (или закачивается в скважины для поддержания в них пластового давления). После трапов-газосепараторов в нефтях остаются еще растворенные газы в количестве до 4 % масс. В трапах-газосепараторах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды, поэтому эти аппараты называют также отстойниками. Далее нефть из газосепараторов поступает в отстойные резервуары, из которых она направляется на установку подготовки нефти (УПН), включающую процессы ее обезвоживания, обессоливания и стабилизации.
В основе процесса обезвоживания лежит разрушение (дестабилизация) нефтяных эмульсий, образовавшихся в результате контакта нефти с водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины. При обессоливании обезвоженную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой солено-
Стью), которую затем разрушают. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти.
Стабилизация нефти осуществляется на промыслах с целью сокращения потерь от испарения при транспортировке ее до НПЗ. Кроме того, присутствие в нефтях газов способствует образованию в трубопроводах газовых пробок, которые затрудняют перекачивание.
Для стабилизации промысловой нефти с малым содержанием растворенных газов применяют одноколонные установки. Двухколонные установки используют для стабилизации нефтей с высоким содержанием газов (более 1,5% масс), где вторая колонна служит для стабилизации газового бензина.
Принципиальная технологическая схема двухколонной установки стабилизации нефти приведена на рис.5.1 (без насосов и подробной схемы теплообмена потоков).
Нестабильная нефть из промысловых резервуаров после нагрева в теплообменнике и пароподогревателе до температуры около 60°С подается на верхнюю тарелку первой стабилизационной колонны К-1. В К-1 поддерживается избыточное давление от 0,2 до 0,4 МПа с целью создания лучших условий для конденсации паров бензина водой или воздухом. Температура низа К-1 поддерживается в пределах 130-150°С циркуляцией части стабильной нефти, нагретой в печи. Стабильная нефть, выводимая с низа К-1 после охлаждения в теплообменнике и холодильнике, поступает в резервуары и далее транспортируется на НПЗ. Легкие фракции нефти, выводимые с верха К-1, охлаждаются в конденсаторе-холодильнике и поступают в газосепаратор С-1, где сверху выводится сухой газ, состоящий из метана и этана, а снизу – сконденсированный бензин,
Который после нагрева в теплообменнике направляется в колонну К-2 для стабилизации. Давление в К-2 поддерживается в пределах 1,3-1,5 МПа (то есть выше, чем в К-1, поскольку здесь требуется конденсировать не бензин, а жирный газ, состоящий в основном из пропана и части бутана). Температура низа К-2 регулируется в пределах 130- 160°С рециркуляцией части стабилизированного бензина через паровой кипятильник. Требуемая температура верха К-2 (40-50°С) обеспечивается подачей части сжиженного газа в ниде холодного орошения колонны. С верха К-2 выводится газ, тяжелая часть которого (пропан и бутан) конденсируется в конденсаторе-холодильнике и отделяется в газосепараторе С-2 от несконденсировавшейся сухой части. Конденсат – сжиженный газ – выводится с установки и транспортируется на ГПЗ. Стабильный бензин, выводимый с низа К-2, смешивается со стабилизированной нефтью и направляется на НПЗ.
В связи с продолжающимся укрупнением и комбинированием технологических установок и широким применением каталитических процессов требования к содержанию хлоридов металлов в нефтях, поступающих на переработку, неуклонно повышаются. При снижении содержания хлоридов до 5 мг/л из нефти почти полностью удаляются такие металлы, как железо, кальций, магний, натрий и соединения мышьяка, а содержание ванадия снижается более чем в 2 раза, что исключительно важно с точки зрения качества реактивных и газотурбинных топлив, нефтяных коксов и других нефтепродуктов. На НПЗ США еще с 60-х гг. обеспечивается глубокое обессоливание нефти до содержания хлоридов менее 1 мг/л и тем самым достигается бесперебойная работа установок прямой перегонки нефти в течение двух и более лет. На современных отечественных НПЗ считается вполне достаточным обессоливание нефтей до содержания хлоридов 3-5 мг/л и воды до 0,1 % масс.
Чистая нефть, не содержащая неуглеводородных примесей, особенно солей металлов, и пресная вода взаимно нерастворимы, и при отстаивании эта смесь легко расслаивается. Однако при наличии в нефти таковых примесей система нефть-вода образует трудноразделимую нефтяную эмульсию.
Эмульсии представляют собой дисперсные системы из двух взаимно мало – или нерастворимых жидкостей, в которых одна диспергирована в другой в виде мельчайших капель (глобул). Жидкость, в которой распределены глобулы, является дисперсионной средой, а диспергированная жидкость – дисперсной фазой.
Различают два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде (Н/В) – гидрофильная и вода в нефти (В/Н) – гидрофобная. В первом случае нефтяные капли образуют дисперсную фазу внутри водной среды, во втором – капли воды образуют дисперсную фазу в нефтяной среде.
Образование эмульсий связано с поверхностными явлениями на границе раздела фаз дисперсной системы, прежде всего поверхностным натяжением – силой, с которой жидкость сопротивляется увеличению своей поверхности. Известно, что поверхностно-активные вещества (ПАВ) обладают способностью понижать поверхностное натяжение. Это свойство обусловливается тем, что добавленное ПАВ избирательно растворяется в одной из фаз дисперсной системы, концентрируется и образует адсорбционный слой – пленку ПАВ на границе раздела фаз. Снижение поверхностного натяжения способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы, а образование адсорбционного слоя – своеобразного панциря на поверхности глобул – препятствует их коалесценции при отстаивании.
Вещества, способствующие образованию и стабилизации эмульсий, называются эмульгаторами; вещества, разрушающие поверхностную адсорбционную пленку стойких эмульсий – деэмульгаторами.
Эмульгаторами обычно являются полярные вещества нефти, такие, как смолы, асфальтены, асфальтогеновые кислоты и их ангидриды, соли нафтеновых кислот, а также различные органические примеси. Установлено, что в образовании стойких эмульсий принимают участие также различные твердые углеводороды – парафины и церезины нефтей. Тип образующейся эмульсии в значительной степени зависит от свойств эмульгатора: эмульгаторы, обладающие гидрофобными свойствами, образуют эмульсию типа В/Н, то есть гидрофобную, а эмульгаторы гидрофильные – гидрофильную эмульсию типа Н/В. Следовательно, эмульгаторы способствуют образованию эмульсии того же типа, что и тип эмульгатора. В промысловой практике чаще всего образуется гидрофобная эмульсия, так как эмульгаторами в этом случае являются растворимые в нефти смолисто-асфальтено-вые вещества, соли органических кислот, а также тонкоизмельчен-ные частицы глины, окислов металлов и др. Эти вещества, адсорбиру-ясь на поверхности раздела нефть-вода, попадают в поверхностный
Слой со стороны нефти и создают прочную оболочку вокруг частиц воды. Наоборот, хорошо растворимые в воде и хуже в углеводородах гидрофильные эмульгаторы типа щелочных металлов нефтяных кислот (продукт реакции при щелочной очистке) адсорбируются в поверхностном слое со стороны водной фазы, обволакивают капельки нефти и таким образом способствуют образованию гидрофильной нефтяной эмульсии. При наличии эмульгаторов обоих типов возможно обращение эмульсий, то есть переход из одного типа в другой. Этим явлением пользуются иногда при разрушении эмульсий.
Разрушение нефтяных эмульсий применением деэмульгатоРов. представляющих собой синтетические ПАВ, обладающих по сравнению с содержащимися в нефтях природными эмульгаторами более высокой поверхностной активностью, может быть результатом:
1) адсорбционного вытеснения с поверхности глобул воды эмульгатора, стабилизирующего эмульсию;
В результате на поверхности глобул воды образуется гидрофильный адсорбционный слой со слабой структурно-механической прочностью, то есть происходит дестабилизация водонефтяной эмульсии. Образовавшиеся из стойких нестойкие эмульсии затем легко коалесцируют в крупные глобулы воды и осаждаются из дисперсионной среды (нефти). Именно стадия дестабилизации является лимитирующей суммарный процесс обезвоживания и обессоли-вания нефти. Она состоит, в свою очередь, из двух этапов: а) доставки деэмульгатора на поверхность эмульсии, то есть транспортной стадии, являющейся диффузионным процессом; б) разрушения бронирующей оболочки, образованной эмульгатором нефти, или кинетической стадии.
На установках обезвоживания и обессоливания нефти широко применяются водорастворимые, водонефтерастворимые и нефтера-створимые деэмульгаторы. Последние более предпочтительны, поскольку:
– они легко смешиваются (даже при слабом перемешивании) с нефтью, в меньшей степени вымываются водой и не загрязняют сточные воды;
– оставаясь в нефти, предупреждают образование стойких эмульсий и их «старение»;
В качестве растворителей нефтерастворимого деэмульгатора применяются низкомолекулярные спирты (метиловый, изопропило-вый и др.), ароматические углеводороды и их смеси в различных соотношениях.
Водорастворимые деэмульгаторы применяют в виде 1-2%-ных водных растворов. Они частично вымываются дренажной водой, что увеличивает их расход на обессоливание.
К современным деэмульгаторам предъявляются следующие основные требования:
Этим требованиям более полно удовлетворяют и потому нашли преобладающее применение неионогенные деэмульгаторы. Они почти полностью вытеснили ранее широко применявшиеся ионоактивные (в основном анионоактивные) деэмульгаторы, такие, как отечественные НЧК. Их расход на установках обессоливания нефти составлял десятки кг/т. К тому же они биологически не разлагаются, и применение их приводило к значительным загрязнениям водоемов. Неионогенные ПАВ в водных растворах не распадаются на ионы. Их получают присоединением окиси алкилена (этилена или пропилена) к органическим соединениям с подвижным атомом водорода, то есть содержащим различные функциональные группы, такие как карбоксильная, гидроксиль-ная, аминная, амидная и др. В качестве таковых соединений наибольшее применение нашли органические кислоты, спирты, фенолы, сложные эфиры, амины и амиды кислот.
Если обозначить органическое вещество, содержащее функциональную группу с подвижным водородным атомом как RH, то реакцию оксиэтилирования можно представить как
Эта реакция легко протекает при 140 – 200 °С в присутствии небольшого количества (до 2 %) щелочного катализатора.
Для получения ПАВ, обладающего наибольшей деэмулъгирую-щей активностью, необходимо достичь оптимального соотношения числа гидрофильных, то есть полиоксиэтиленовой цепи, и гидрофобных групп. При удлинении оксиэтиленовой цепи растворимость ПАВ в воде увеличивается.
Гидрофобные свойства ПАВ регулируют присоединением к нему полиоксипропиленовой цепи. При удлинении ее растворимость ПАВ в воде снижается, и при молекулярной массе более 1000 оно практически в воде не растворяется.
Изменяя при синтезе неионогенных ПАВ число группы окиси этилена (п) и окиси пропилена (т) в виде блоксополимеров, можно широко регулировать соотношение между гидрофобной и гидрофильной частями деэмульгатора и тем самым их свойства. Используя в качестве исходных веществ органические соединения с разными функциональными группами, можно получить блоксополимеры с двумя блоками типа АгаВп, тремя – типа Bn AmBn или AmBnAm, четырьмя и более блоками, где А и В – соответственно гидрофобный и гидрофильный блоки. Промышленные деэмульгаторы являются обычно не индивидуальными веществами, а смесью полимеров разной молекулярной массы, то есть полимолекулярными. В качестве промышленных неионогенных деэмульгаторов в нашей стране и за рубежом используются следующие оксиалкенилированные органические соединения.
Оксиэтилированные жирные кислоты ЮЖЮ. Для синтеза ОЖК используется кубовый остаток синтетических жирных кислот (СЖК) с числом углеродных атомов более 20 (Сп>20) или 25 (Сп>25). Деэмуль-гирующая активность и физические свойства (температура застывания, вязкость, плотность и др.) образцов ОЖК зависят от числа групп ОЭ (в пределах 14—25 на одну молекулу ОЖК), вязкость и температура застывания ПАВ снижаются, а плотность и деэмульгирующая его способность повышаются. Среди ОЖК более эффективен деэмульга-тор, синтезированный из кислот > С25, с содержанием окиси этилена 65 -67% (не уступает по эффективности диссольвану 4411).
Оксиэтилированные алкилфенолы (ОП – 10). Представляют собой продукты оксиэтилирования моно – и диалкилфенолов:
По сравнению с ОЖК деэмульгатор ОП-10 менее универсален и применяется для деэмульгирования ограниченного числа нефтей.
Отечественные блоксополимеры полиоксиалкиленов являются наиболее эффективными и универсальными деэмульгаторами. Высокая их деэмульгирующая эффективность обусловливается, по-видимому, тем, что гидрофобная часть (оксипропилено-вая цепь) ПАВ направлена не в глубь нефтяной фазы, как у обычных деэ-мульгаторов типа ОЖК, а частично распространено вдоль межфазной поверхности эмульсии (рис. 5.2). Именно этим объясняется очень малый расход деэмульгаторов из блоксополимеров в процессах обезвоживания и обессоливания нефтей (10-30 г/т). В нашей стране для промышленного применения рекомендованы следующие типы блоксополимеров: 186 и 305 – на основе пропиленгликоля; 157, 385 – на основе этилендиамина (дипроксамин 157); 116 и 226 – на основе синтетических жирных кислот и 145 и 295 – на основе двухатомных фенолов. Деэмульгирующая активность и физико-химические свойства блоксополимеров оксиалкиленов существенно зависят от величины и соотношения гидрофильных и гидрофобных частей молекулы, а также от состава и строения исходных веществ. Так, расположение оксипропиленовых групп на концах молекулы делает ПАВ более гидрофобными, с более низкой температурой застывания, по сравнению с ПАВ такого состава и молекулярной массы, но с расположением оксипропиленовых групп в центре молекулы.
Синтезировано у нас и за рубежом большое число высокоэффективных деэмульгаторов. Из деэмульгаторов ФРГ, применяемых в нашей стране, высокой деэмульгирующей активностью обладают диссольваны 4400,4411,4422 и 4433, представляющие собой 65 %-ные растворы ПАВ в воде или метиловом спирте с молекулярной массой 2500 – 3000, котороые синтезированы на основе алкиленгликолей, а также сепарол, бескол, прохалит и др. Характерно, что деэмульгаторы американских и английских фирм «Петролит», «Третолит» и других в
Большинстве случаев плохо растворимы в воде, по эффективности близки к диссольвану и применяются в виде растворов в ароматических углеводородах, выкипающих в пределах 160 – 240°С. Высокой деэмульгирующей активностью обладают деэмульгаторы Голландии, Франции, Италии, Японии и др.
Промышленный процесс обезвоживания и обессоливания неф-тей осуществляется на установках ЭЛОУ, который основан на применении методов не только химической, но и электрической, тепловой и механической обработок нефтяных эмульсий, направленных на разрушение сольватной оболочки и снижение структурно – механической прочности эмульсий, создание более благоприятных условий для коалесценции и укрупнения капель и ускорения процессов осаждения крупных глобул воды. В отдельности перечисленные выше методы обработки эмульсий не позволяют обеспечить требуемую глубину обезвоживания и обессоливания.
Электрообработка эмульсий заключается в пропускании нефти через электрическое поле, преимущественно переменное промышленной частоты и высокого напряжения (15 – 44 кВ.). В результате индукции электрического поля диспергированные капли воды поляризуются, деформируются (вытягиваются) с разрушением защитных пленок, и при частой смене полярности электродов (50 раз в секунду) увеличивается вероятность их столкновения и укрупнения, и в итоге возрастает скорость осаждения глобул с образованием отдельной фазы. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличиваются и коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержание воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется от следов до 0,1 %. Коалесценцию оставшихся капель воды можно усилить повышением напряженности электрического поля до определенного предела. При дальнейшем повышении напряженности поля ускоряются нежелательные процессы электрического диспергирования капель и коалесценция снова замедляется. Поэтому применительно к конкретному типу эмульсий целесообразно подбирать оптимальные размеры электродов и расстояния между ними. Количество оставшихся в нефтях солей зависит как от содержания остаточной воды, так и от ее засоленности. Поэтому с целью достижения глубокого обессоливания осуществляют промывку солей подачей в нефть оптимального количества промывной (пресной) воды. При чрезмерном увеличении количества промывной воды растут затраты на обессоливание
Нефти и количество образующихся стоков. В этой связи с целью экономии пресной воды на ЭЛ ОУ многих НПЗ успешно применяют двухступенчатые схемы с противоточной подачей промывной воды.
Тепловая обработка эмульсий заключается в подогреве до оптимальной для данной нефти температуры (60-150 °С) в зависимости от ее плотности, вязкостно-температурной характеристики, типа эмульсии и давления в электродегидраторе или отстойнике термохимического обезвоживания. Повышение температуры до определенного предела способствует интенсификации всех стадий процесса деэмульгирования: во-первых, дестабилизации эмульсий в результате повышения растворимости природных эмульгаторов в нефти и расплавления бронирующих кристаллов парафинов и асфальтенов и, во-вторых, возрастанию скорости осаждения капель воды в результате снижения вязкости и плотности нефти, тем самым уменьшению требуемого расхода деэмульгатора.
Обычно как оптимальную в дегидраторах подбирают такую температуру, при которой вязкость нефти составляет 2-4 сСт. Многие нефти достаточно хорошо обессоливаются при 70 – 90°С. При повышении температуры нагрева нефти приходится одновременно повышать и давление, чтобы поддерживать жидкофазное состояние системы и уменьшить потери нефти и пожароопасность. Однако повышение давления вызывает необходимость увеличения толщины стенок аппаратов. Современные модели электродегидраторов рассчитаны на давление до 1,8 МПа.
На технико-экономические показатели ЭЛОУ влияют также Интенсивность и продолжительность перемешивания эмульсионной нефти с раствором деэмульгаторов. Так, для деэмульгаторов с малой поверхностной активностью, особенно когда они плохо растворимы в нефти, требуется более интенсивное и продолжительное перемешивание, но не настолько, чтобы образовалась высокодисперсная система, которая плохо осаждается. Обычно перемешивание нефти с деэмульгатором осуществляют в сырьевом центробежном насосе. Однако лучше иметь такие специальные смесительные устройства, как диафрагмы, клапаны, вращающиеся роторы и т. д. Целесообразно также иметь на ЭЛОУ дозировочные насосы малой производительности.
Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где, кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и отстой (осаждение) деэмульгированной нефти, т. е. он является одно-
Временно отстойником. Среди применяемых в промысловых и заводских ЭЛОУ различных конструкций (вертикальных, шаровых и горизонтальных) более эффективными оказались горизонтальные электродегидраторы. По сравнению с использовавшимися ранее вертикальными и шаровыми горизонтальные электродегидраторы обладают следующими достоинствами (табл.5.1):
Http://vikidalka. ru/1-104579.html
Методические указания и контрольные задания для студентов-заочников образовательных учреждений среднего профессионального образования
Предметной (цикловой) комиссией механико-технологических дисциплин
Учебная дисциплина «Глубокая переработка нефти и газа» и является дисциплиной по выбору учебного заведения, устанавливающей базовые знания для освоения других специальных дисциплин и производственной (профессиональной) практики.
Данная дисциплина предусматривает изучение существующей и перспективной сырьевой базы отрасли, итоги работы и основные задач по развитию нефтёпереработки и нефтехимии на ближайший период. В процессе изучения дисциплины студентами рассматриваются вопросы повышения эффективности и направления совершенствования важнейших процессов нефтепереработку, переработки газов и газовых конденсатов. На основе литературных данных, а также материалов, опубликованных в отраслевых научно-технических журналах «Химия и технология топлив и масел», «Нефтепереработка и нефтехимия» и др., студенты изучают не только вопросы научно – технического развития отрасли, но и передовой опыт работы предприятий как отечественных, так и зарубежных. Данная дисциплина предусматривает изучение экологических проблем, связанных с переработкой нефти.
• о значении и путях совершенствования технологических процессов нефтепереработки;
• об остроте экологических проблем, связанных с нефтепереработкой и о путях решения этих проблем:
• направления, варианты и перспективы развития важнейших процессов нефтепереработки и их роль в выводе отрасли на новый, высокий уровень развития;
• направления работы по сохранению окружающей среды от загрязнений отходами производства и продуктами использования топлив;
• производить расчёты, связанные с определением глубины переработкой сырья:
• выбирать наиболее оптимальную схему переработки нефтяного сырья и процессов получения нефтепродуктов с заданными эксплуатационными свойствами:
• использовать информацию из специальной литературы в процессе принятия самостоятельных решений при выполнении курсового и дипломного проекта.
Http://migha. ru/glubokaya-pererabotka-nefti-i-gaza. html
Варандейское месторождение (ЛУКОЙЛ-Коми). Установка подготовки нефти и компрессорная станция низкого давления «ЭНЕРГАЗ»
Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение (ФОТО: media. gazprom-neft. ru)
Вакуумная компрессорная установка «ЭНЕРГАЗ» на ДНС-1 Вынгапуровского м/р (Газпромнефть-ННГ)
- на входе газа устанавливается двухступенчатый фильтр-скруббер, оснащенный системой автоматического дренажа конденсата; на выходе из КУ ставят дополнительные фильтры тонкой очистки газа. Они, как и скруббер, встраиваются в существующий блок-модуль, что обеспечивает компактное размещение оборудования; в технологическую схему установки может включаться узел осушки газа; в особых случаях вместе с КУ могут также поставляться компактные адсорбционные (на фото ниже), абсорбционные или рефрижераторные осушители газа в отдельном укрытии.
Адсорбционный осушитель газа на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения (РуссНефть)
- проводится детальный анализ компонентного состава газа и расчеты в специализированном программном обеспечении, создающем теоретическую модель поведения газа при определенных условиях (температуре и давлении). Это дает возможность определить оптимальные параметры рабочих температур масла и газа, которые позволяют вести рабочие процессы в газовом контуре КУ вне зоны кондесатообразования; в маслосистеме КУ используется специальное более вязкое масло, имеющее повышенную устойчивость к насыщению тяжелыми углеводородами.
Компоновка компрессорной установки для компримирования попутного нефтяного газа
- оснащение системы входных клапанов КУ модернизированными быстродействующими клапанами с электромеханическими приводами и пружинными отсекателями, что позволяет отсекать входной трубопровод от основной магистрали; комплектация КУ системой обнаружения кислорода с датчиком, определяющим его содержание в компримируемом газе.
Изменение характеристик исходного газа. По своему составу ПНГ нестабилен. А по условиям некоторых проектов компрессорные установки вообще компримируют смешанный попутный газ, поступающий с разных объектов добывающего комплекса. Соответственно, основные его параметры (состав, плотность, давление, температура точки росы, теплотворная способность) могут меняться. Также изменяются параметры исходного газа, поступающего с одного объекта, – в силу климатических изменений, истощения запасов углеводородов, обводненности скважин и т. д. Чтобы контролировать этот процесс (и затем, при необходимости, варьировать эксплуатационные характеристики КУ), компрессорные установки могут оснащаться следующим дополнительным оборудованием:
- потоковый хроматограф (калориметр) с устройством отбора проб для определения состава и теплотворной способности газа (на фото ниже – слева); потоковый измеритель температуры точки росы газа по воде и углеводородам с устройством отбора проб (на фото ниже – справа); замерное устройство расхода компримируемого газа.
- выбор варианта исполнения КУ: внутрицеховое (на фото ниже), контейнерное, арктическое; модернизация маслосистемы и применение масел нового поколения; использование специальных сплавов и антикоррозийных материалов при производстве компрессорных установок; оснащение КУ устройством плавного пуска двигателя; резервирование некоторых элементов и узлов оборудования (например, сдвоенные фильтры маслосистемы или насосы систем смазки и охлаждения), особенно, когда компрессорные станции эксплуатируются без резервной установки.
Компрессорная станция ангарного (внутрицехового) типа для ГТЭС Восточно-Мессояхского месторождения
КУ компримируют низконапорный ПНГ в составе СКНС Северо-Лабатьюганского м/р (Сургутнефтегаз)
Производственная практика убеждает нас: для рационального применения ПНГ в максимально возможных объемах требуются не только целенаправленные усилия государства, общества и бизнеса, но и слаженная работа профессионального сообщества – нефтяников, проектировщиков, производителей оборудования.
Http://www. energyland. info/analitic-show-171065
Процесс почвообразования ви южной тайге // Добыча полезныхof fluorspar workings and
Работа: Добыча Нефти И Газа. Ведет технологический процесс за всеми способами
Золотодобыча — процесс извлеченияВ 2010 году мировая добыча золота составила 2652 тонн,
ДОБЫЧА НЕФТИ, процесс, включающий подачу НЕФТИ на поверхность Земли и ее доставку на
Этот сыродутный процесс производства» добыча железной руды и процесс » добыча
Добыча полезных ископаемых – процесс извлечения из недр Земли твердых, жидких и
Добыча хрома-это сложный процесс. Она может быть разделена на два метод добычи:
Добыча полезных ископаемых — процесс извлечения твёрдых, жидких и газообразных полезных
Которые обычно включаются в процессfluorspar and other minerals – добыча цветных
Хоть процесс их установки и кажетсяaventurine, fluorspar, хотя кое-какая добыча там
Процесс соединения молекул воды с молекулами порошка цемента, в результате температуры,
ГЛАВНАЯ » процесс » добыча рудыДобыча и обогащение рудного сырья. Сырье для черной
Процесс добычи золота на Урале вДобыча золота на Урале лотком у реки, в шахте и
Вы можете получить информацию о Оборудование для добычи угля, Добыча угля, процесс для
Процесс. добыча Дробилка вертикального вала дробилки-песок цена в Индии. You May Like:
• Добыча ипроизводственный процесс требуетfluorspar structure. Особенный
Добыча нефти, процесс добычи нефти +ипредложил в 1914 г М. М. Тихвинский. Процесс добычи
Процесс добычи и производстваДобыча золота на месторождении является
Канадская компания Canada Fluorspar Inc.«Газпром добыча Уренгой» совершенствуют процесс
Добыча нефти, процесс добычи нефти +ипредложил в 1914 г М. М. Тихвинский. Процесс добычи
FluorsparПроцесс лицензирования тогда носилДобыча олова в Якутии может
Плавиковый шпат добыча иAverage Annual Production of Acid –Grade Fluorspar. 103,000Процесс измельчения
Технологический процесс Добыча и обогащение руд флюорита из. Развитие трубопроводного
Месторождении под руководством h. h. Герасимова была организована добычапроцесс.
(в сферу действия которой входит добыча, процесс измененияfluorspar fluorspar
Добыча полезных ископаемых — процесс извлечения твёрдых, жидких и газообразных полезных
Добыча нефти из полесскихfluorspar producers contributedИндийский океан — процесс,
Процесс приготовления бетонной смеси состоит из следующих основных Машины для крупного,
Http://maori. in/mining/1730-fluospar-%D0%B4%D0%BE%D0%B1%D1%8B%D1%87%D0%B0-%D0%BF%D1%80%D0%BE%D1%86%D0%B5%D1%81%D1%81.html
Кафедра инженерно-технологических дисциплин, организации и управления деятельностью по предупреждению чрезвычайных ситуаций
При этом объемная скорость накопления гидратов зависит от скорости изменения влагосодержания газа с изменением давления и температуры. Для определения содержания паров воды в газах используется ряд экспериментальных и аналитических методов
Енергозбереження : реферативний огляд / Новицька Г. В., Коваленко О. В. – К.: Укрінтеі, 2009. – 40 с
Научно-техническое прогнозирование и результаты ориентированных фундаментальных исследований рффи
Цель преподавания данной дисциплины состоит в изложении принципов работы и определении возможностей использования инструментальных методов анализа состава, структуры и свойств материалов и покрытий
Целью исследования является выявление закономерностей распределения тм в горно-таежных ландшафтах и оценка экологических последствий его изменения, происходящего под влиянием техногенных 5 факторов
Энерго – и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и биотехнологии
«Разработка новых методов эффективной и экологически безопасной утилизации токсичных техногенных хлорсодержащих отходов и катализаторов для их осуществления»
Председатель Учебно-методического объединения высших учебных заведений Республики Беларусь
Основным преимуществом спектроскопии является то, что в основном это не разрушающие, дистанционные методы анализа. В частности различные виды спектроскопий получили развитие в астрономии, где с помощью телескопов «сканируется»
Задачи, требовавшие автоматизации и использования ит при проведении инструментального химического анализа дм 8
Загальні та сумарні показники вмісту природних та антропогенних компонентів, що застосовуються в програмах спостереження за забрудненням і станом водних систем
Гідромінеральні багатства країни створюють сприятливі умови для інвестицій у розвиток санаторно-курортної справи і в будівництво заводів по розливу мінеральних вод у пляшки
Вони будували новий дім, оскільки не могли підтримувати чистоту та гігієну в старому. Це робилось заради того, щоб наступне покоління, не вимирало від хвороб. Через тисячу років ми дійшли до того
Шкумат Анатолій Петрович, канд хімічних наук, доцент, доцент кафедри хімічного матеріалознавства
Нас поздравляют (приветствия журналу «Химическое и нефтегазовое машиностроение»), 2007, №7
Дипломный проект посвящён реконструкции основного оборудования отделения абсорбции производства олеума. Замена морально устаревшего оборудования на новое
Дать определение понятиям «сегментирование рынка», «выбор целевых сегментов рынка» и «позиционирование товара на рынке»
Доклад Федорова С. Г., генерального директора зао «ФосАгро аг», на заседании «круглого стола» «Агрохимия» в рамках Первого Московского Международного химического саммита
Профилирующая кафедра Радиоэлектронных технологий и экологического мониторинга (рэтэм)
Http://konesh. ru/folder/geografiya-3/index-148.html