трусики женские украина

На головну

 Туймазинское родовище - Промисловість, виробництво

Федеральне агентство з освіти РФ

ГОУ ВПО «Челябінський державний університет»

Факультет економіки галузей бізнесу і адміністрування

Кафедра галузей і ринків

Курсова з дисципліни:

Технологія переробки нафти і газу

Тема:

Туймазинское родовище

Виконала:

студентка групи 21-П-304

Кузнєцова С.Ю.

Перевірила: Пихова Н.В.

Челябінськ-2010

Зміст:

Глава 1. Опис і характеристики Туймазинского нафтового родовища

Глава 2. Нефтеперереработка

2.1 Короткий опис дії установок по знесоленню і обезводнення нафти

2.2 Первинна переробка - перегонка

2.3 Вторинна переробка - крекінг

2.4 Каталітичний риформінг

2.5 Відкладення парафіну

2.6 Закачка вуглекислоти.

Глава 3. ГОСТ

Глава 4. Екологічні проблеми

4.1 Повітря, яким ми дихаємо

4.2 Вода - безцінний дар природи

4.3 Грунт

Висновок

Введення

Нафта на території Башкирії виявили в XVIII столітті: в 1770 році експедицією Академії наук на чолі з академіком Іваном Лепьохін був знайдений невеликий джерело гірської нафти в п'яти верстах від села Кусяпкулово. В кінці XIX століття пошуком нафти в цьому районі зайнялися кілька приватних підприємців. Однак все це були лише поодинокі спроби - промислове освоєння місцевих нафтових запасів почалося набагато пізніше, в 1930-х роках (торік республіка Башкортостан урочисто відзначила 75-річчя своєї нафтової галузі).

Перший нафтовий фонтан забив в 1932 році з свердловини, пробуреної біля села Ішімбаево. Уже в 1936-му в республіці був здобутий перший мільйон тонн нафти, а після введення в промислову експлуатацію Ішимбайського і Кусяпкуловского родовищ Башкирія вийшла на третє місце в СРСР за обсягами нафтовидобутку. У вересні 1944 року почалася промислова експлуатація Туймазинского родовища, яке увійшло до п'ятірки найбільших за запасами нафти родовищ у світі, потім введені ще з десяток великих покладів, і незабаром республіка вийшла в лідери СРСР за обсягами нафтовидобутку. Свого пікового рівня - 47,9 млн. Т - видобуток досяг в 1967 році, і повторити цей рекорд в наступні роки не вдалося. До 1980-х років її вдавалося підтримувати на рівні 40 млн. Т на рік, але потім через природне виснаження запасів і дорожнечі розвідувальних робіт вона почала стрімко падати. Тільки використання нових технологій підвищення нафтовіддачі пластів дозволило з початку 2000-х років зафіксувати видобуток на позначці близько 11 млн. Т.

На сьогодні, за даними башкирського територіального агентства з надрокористування, доведені запаси нафти Туймазинское родовище має запаси більше 30 млн. Т сировини.

У першому розділі я описала Туймазинское родовище і привела основні характеристики нафти.

Другу главу я присвятила особливостям переробки нафти Туймазинского родовища.

У третьому розділі я привела найцікавіші витяги з ГОСТу і по даній класифікації визначила умовне позначення Туймазінський нафти.

У четвертому розділі я розповіла про екологічні проблеми Туймазинского району, причиною яких стала розробка знаходиться по близькості Туймазинского родовища.

Глава 1. Опис і характеристики Туймазинского нафтового родовища

Туймазинское нафтове родовище розташоване в Російській Федерації, в Башкирії, поблизу міста Туймази. Відноситься до Волго-Уральської нафтогазоносної провінції. Відкрито в 1937р., Розробляється з 1939 р Родовище належить до класу великих. Приурочене до Туймазінський і Олександрівському поднятиям, розташованим в межах альметьєвському вершини Татарського зводу. Розміри Туймазинского підняття становлять 40 х 20 км. Осадова товща в межах родовища представлена ??відкладеннями докембрийского і палеозойського віку. Теригенні відклади розвинуті не повсюдно і представлені пісковиками товщиною 0-137 м.

Глибина залягання продуктивних горизонтів від 1100 до 1680 м. На родовищі виявлено 122 поклади. Основна нафтоносність пов'язана з террігeннимі девонськими відкладеннями, в яких відкрито 54 поклади на глибинах 1690-1720 м. Загальна товщина піщаних колекторів близько 70 м, пористість 17-22%, проникність до 0,47 мкм2. Колектор поровий. Поклади пластові склепінні, переважно литологические екрановані, висота до 68 м. Початкові пластові тиску 17,2-18,1 МПа. Температура 30о С. ВНК на позначках від -1485 до -1530 м.

У вапняках Девоновского ярусу виявлено 8 масивних покладів на глибині 1130-1100 м. Пористість колекторів 3%. Висота покладів до 30 м, початковий пластовий тиск 14 МПа. Щільність нафт з відкладень девону 889-894 кг / м3. Вміст сірки 2,7-3%.

У вапняках Кизеловского горизонту виявлено 5 масивних покладів нафти на глибині 1070-1075 м. Висота покладів до 35 м. Щільність нафт з порід кам'яновугільного віку 889 -894 кг / м3, вміст сірки 2,7-3,0%.

Початковий дебіт свердловин 5 - 250 т / добу, але щороку він знижується на 5-10%.

Зміст парафіну від 3,7 до 5,5%.

Основна маса видобутих запасів була здобута за 20 років. Планова видобуток нафти становить 900тис. тонн на рік.

Глава 2. Нефтеперереработка

Нафтопереробка - великотоннажне виробництво, засноване на перетвореннях нафти, її фракцій і нафтових газів в товарні нафтопродукти і сировина для нафтохімії та основного органічного синтезу. Це виробництво являє собою сукупність здійснюваних на нафтопереробних заводах (НПЗ) фізичних і хіміко-технологічних процесів і операцій, що включає підготовку сировини, її первинну і вторинну переробку.

Нафтохімія - область хімії, що вивчає склад, властивості і хімічні перетворення компонентів нафти і природного газу, а також процеси їх переробки. Головне завдання нафтохімії -вивчення та розробка методів і процесів переробки компонентів нафти і природного газу, головним чином вуглеводнів, в великотоннажні органічні продукти, що використовуються переважно в якості сировини для подальшого випуску на їх основі товарних хім. продуктів з певними споживчими властивостями. Для досягнення цієї мети нафтохімія вивчає властивості вуглеводнів нафти, досліджує склад, будова і перетворення сумішей вуглеводнів, що містяться в нафті, а також утворюються при переробці нафти і природного газу.

Основний органічний синтез (важкий органічний синтез) - промислове багатотоннажних виробництво органічних вещесвом. Найважливішим завданням основного органічного синтезу є розробка та освоєння прогресивних і найбільш економічних ресурсо- та енергозберігаючих маловідходних технологій, безпечних для людини і навколишнього середовища.

Перед переробкою нафту піддають спеціальній підготовці спочатку на нафтопромислах, а потім безпосередньо на НПЗ, де її звільняють від пластової води, мінеральних солей і механічних домішок, (тобто Зневоднення і знесолення нафти) і стабілізують, відганяючи головним чином пропан-бутанову, а іноді частково і пентанових вуглеводневі фракції. Первинна переробка нафти полягає в поділі її на фракції, що розрізняються межами википання, за допомогою первинної (в основному) або вторинної атмосферної і вакуумної перегонки (Дистиляція нафти). Така переробка дозволяє виділяти з нафти тільки спочатку присутні в ній речовини. Асортимент, вихід і якість вироблюваних продуктів повністю визначаються хімічним складом сировини.

Надходить з нафтових і газових свердловин продукція не являє собою відповідно чисті нафту і газ. З свердловин разом з нафтою надходять пластова вода, попутний (нафтової) газ, тверді частки механічних домішок (гірських порід, затверділого цементу).

Пластова вода - це сильно мінералізована середу з вмістом солей до 300 г / л. Зміст пластової води в нафти може досягати 80%. Мінеральна вода викликає підвищене корозійне руйнування труб, резервуарів; тверді частинки, що надходять з потоком нафти з свердловини, викликають знос трубопроводів та обладнання. Попутний (нафтовий) газ використовується як сировина і паливо.

Технічно і економічно доцільно нафту перед подачею в магістральний нафтопровід піддавати спеціальній підготовці з метою її знесолення, зневоднення, дегазації, видалення твердих частинок.

2.1 Короткий опис дії установок по знесоленню і обезводнення нафти

В даний час на заводи надходять нафти, що містять до 2% пластової води, а, отже, 3-5 г / л хлористих солей (хлоридів). Для повного видалення солей вся нафта піддається знесоленню на спеціальних електрообессолівающіх установках (ЕЛОУ). З цією метою нафту інтенсивно змішується з прісною водою в змішувачах, а що утворилася емульсія води в нафти руйнується і розшаровується в електродегідраторах. Найбільш швидке і повне руйнування нафтових емульсій досягається при їх підігріві із застосуванням ефективних реагентів - деемульгатора. Витрата деемульгатора становить 20-100 г на 1 то нафти.

Знесолення починають з того, що нафта змішують з промивної водою, деемульгатора, лугом (якщо в сирої нафти є кислоти). Потім суміш нагрівають до 80-120 ° С і подають у електродегідратор. Тут під впливом електричного поля і температури солона вода відділяється від нафти. Вимоги до процесу знесолення жорсткі - в нафти повинно залишитися не більше 3-4 мг / л солей і близько 0,1% води.

Сировинний насос подає нафту в змішувач, де відбувається активне вихровий змішування нафти з прісною водою, що додається в кількості 5% по відношенню до нафти. Прісна вода активно розчиняє солі, виводячи її з нафти. Водонефтяная емульсія надходить потім в електродегідратор - апарат по зневодненню нафти. У цьому апараті відбувається виділення води з суміші та отримання знесоленої нафти. Потім ці операції повторюються в другій ступені технологічного процесу.

Принципова схема електрообессолівающіх установки (позиції зі штрихом - обладнання 2-го ступеня):

1, 1'-електродегідратори; 2-підвісні ізолятори; 3, 3'-високовольтні трансформатори; 4, 7-колектори знесоленої нафти і дренажної води; 5-електроди; 6 - розподіли гель введення сировини; 8, 8'- змішувачі; 9, 9'-клапани автоматичним. відведення дренажної води; 10, 10'-теплообмінники; 11, 12-відстійник і промежут. ємність дренажної води; 13, 15-насоси сировини і прісної води; 14, 14'- насоси дренажної води.

2.2 Первинна переробка - перегонка

Рідкі вуглеводні нафти мають різну температуру кипіння. На цій властивості заснована перегонка. При нагріванні в ректифікаційної колоні до 350 ° C з нафти послідовно з ростом температури виділяються різні фракції. Нафта на перших НПЗ переганяли на наступні фракції: прямогонний бензин (він википає в інтервалі температур 28-180 ° С), реактивне паливо (180-240 ° С) і дизельне паливо (240-350 ° С). Залишком перегонки нафти був мазут. До кінця XIX століття його викидали, як відходи виробництва. Для перегонки нафти зазвичай використовують п'ять ректифікаційних колон, в яких послідовно виділяються різні нафтопродукти. Вихід бензину при первинній перегонці нафти незначний, тому проводиться її вторинна переробка для отримання більшого обсягу автомобільного палива.

2.3 Вторинна переробка - крекінг

Вторинна переробка нафти проводиться шляхом термічного або хімічного каталітичного розщеплення продуктів первинної нефтеперегонки для отримання більшої кількості бензинових фракцій, а також сировини для подальшого отримання ароматичних вуглеводнів - бензолу, толуолу та інших. Одна з найпоширеніших технологій цього циклу - крекінг (англ. Cracking - розщеплення).

У 1891 році інженери В.Г. Шухов і С.П. Гаврилов запропонували першу у світі промислову установку для безперервної реалізації термічного крекінг-процесу: трубчастий реактор безперервної дії, де по трубах здійснюється примусова циркуляція мазуту або іншого важкого нафтової сировини, а в міжтрубний простір подаються нагріті топкові гази. Вихід світлих складових при крекінг-процесі, з яких потім можна приготувати бензин, гас, дизельне паливо становить від 40-45 до 55-60%. Крекінг-процес дозволяє виробляти з мазуту компоненти для виробництва мастил.

Каталітичний крекінг був відкритий в 30-і роки XX століття. Каталізатор відбирає з сировини і сорбує на собі, перш за все ті молекули, які здатні досить легко дегидрированной (віддавати водень). Утворені при цьому ненасичені вуглеводні, володіючи підвищеною адсорбційною здатністю, вступають у зв'язок з активними центрами каталізатора. Відбувається полімеризація вуглеводнів, з'являються смоли і кокс. Вивільняється водень бере активну участь в реакціях гідрокрекінгу, ізомеризації та ін. Продукт крекінгу збагачується легкими високоякісними вуглеводнями і в результаті виходить широка бензинова фракція і фракції дизельного палива, що відносяться до світлих нафтопродуктах. У підсумку виходять вуглеводневі гази (20%), бензинова фракція (50%), дизельна фракція (20%), важкий газойль і кокс.

2.4 Каталітичний риформінг

Каталітичний риформінг - це процес збагачення бензинових фракцій нафти ароматичними та іншими циклічними вуглеводнями.

Ароматичними вуглеводнями (аренами) називаються речовини, в молекулах яких міститься одне або кілька бензольних кілець - циклічних груп атомів вуглецю з особливим характером зв'язків.

Поняття "бензольні кільце" вимагає розшифровки. Для цього необхідно розглянути будову молекули бензолу. Перша структура бензолу була запропонована в 1865р. німецьким вченим А. Кекуле:

Він проводиться в присутності каталізаторів з платини

(Платина ісп. Platina) - 78 елемент періодичної таблиці, атомна маса 195,08; благородний метал сіро-сталевого кольору) або платини і ренію

(Реній - хімічний елемент з атомним номером 75 в Періодичній системі хімічних елементів Д.І. Менделєєва, позначається символом Re (лат. Rhenium). При стандартних умовах являє собою щільний, сріблясто-білий метал).

При каталітичному риформінгу бензинів з алканів утворюються ароматичні з'єднання.

Алка І Циклоалкани - вуглеводні, в яких всі атоми вуглецю з'єднані один з одним і з атомами водню простими (одинарними) зв'язками. Алкани (синоніми - граничні вуглеводні, насичені вуглеводні, парафіни) - вуглеводні із загальною формулою CnH2n + 2, де n - число атомів вуглецю. Таку ж формулу має і всім знайомий поліетилен, тільки величина n у нього дуже велика і може досягати десятків тисяч. Крім того, поліетилен містить молекули різної довжини. У циклоалканов атоми вуглецю утворюють замкнену ланцюг; якщо цикл один, формула Циклоалкани CnH2n.)

Циклоалкани перетворюються на ароматичні з'єднання, піддаються гидрированию, ізомеризації.

Гідрогенізація (гідрування) - реакція приєднання водню по кратному зв'язку, зазвичай у присутності каталізаторів.

Процес ізомеризація спрямований на отримання високооктанових компонентів товарного бензину з низькооктанових фракцій нафти шляхом структурної зміни вуглецевого скелета. Джерелом детонації у ДВС є утворення вільних радикалів по ланцюговому механізму. Нормальні нерозгалужені алкани при горінні утворюють найбільш активні первинні радикали, ніж вторинні або третинні радикали при горінні розгалужених алканів з изостроения. Тому чим розгалуження молекула, тим вище її детонаційна стійкість, октанове число.

Октан (н-октан) - Органічне поєднання клаccа алканів.

Алкани (насичені вуглеводні, парафіни, аліфатичні сполуки) - ациклічні вуглеводні лінійного або розгалуженого будови, що містять тільки прості зв'язки і утворюють гомологічний ряд із загальною формулою CnH2n + 2.

Алкани є насиченими вуглеводнями і містять максимально можливе число атомів водню. Кожен атом вуглецю в молекулах алканів знаходиться в стані sp?-гібридизації - всі 4 гібридні орбіталі атома С рівні за формою і енергії, 4 електронних хмари направлені до вершини тетраедра під кутами 109 ° 28 '. За рахунок одинарних зв'язків між атомами С можливо вільне обертання навколо вуглецевого зв'язку. Тип вуглецевого зв'язку - ?-зв'язку, зв'язку малополярни і погано поляризованість. Довжина вуглецевого зв'язку - 0,154 нм.

Октанове число - показник, що характеризує детонаційну стійкість палива для двигунів внутрішнього згоряння

Двигун внутрішнього згоряння (скорочено ДВС) - це тип двигуна, теплова машина, в якій хімічна енергія палива (звичайно застосовується рідке або газоподібне вуглеводневе паливо), що згоряє в робочій зоні, перетвориться в механічну роботу.

Поршневі двигуни - камерою згоряння є циліндр, де хімічна енергія палива перетворюється в механічну енергію, яка з зворотно-поступального руху поршня перетворюється на обертальну за допомогою кривошипно-шатунного механізму.

Бензинові - суміш палива з повітрям готується в карбюраторі і далі у впускному колекторі, або у впускному колекторі за допомогою розпилюють форсунок (механічних або електричних), далі суміш подається в циліндр, стискається, а потім підпалюється за допомогою іскри, проскакує між електродами свічки.

Основна характерна особливість паливо-повітряної суміші в цьому випадку - її гомогенізірованность. Чим більш однорідною за складом є суміш, тим більш якісно йде процес згоряння. Також існує спосіб сумішоутворення шляхом безпосереднього вприскування бензину в циліндр за допомогою розпилюють форсунок. Суміш в цьому випадку готується безпосередньо в циліндрі і не є гомогенизированной.

Ароматичні вуглеводні втрачають при риформінгу бічні заступники, і тому вони краще для виробництва сучасного високооктанового бензину. При проведенні даного процесу найчастіше використовуються парафінові фракції прямої перегонки нафти. Головним завданням каталітичного риформінгу є перетворення низькооктанових бензинових компонентів у більш високооктанові. Для здійснення процесу риформінгу розроблені спеціалізовані установки з нерухомим шаром. У ряді установок використовується один реактор. Їх мінус полягає в тому, що реактор доводиться зупиняти на кілька діб для регенерації каталізатора. У тих установках, де використовуються кілька реакторів одночасно, процес може протікати безперервно. Більшість багатих воднем газів, що виділяються в цих установках, використовуються при гідрокрекінгу.

Продукти риформінгу нафтопродуктів використовуються для отримання паливного бензину.

Так само як і в процесі крекінгу, риформинг буває ще і термічним.

Основними цілями риформінгу є:

підвищення октанового числа бензинів з метою отримання неетильованого високооктанового бензину

отримання ароматичних вуглеводнів (аренів).

2.5 Відкладення парафіну

Часто зустрічається ускладненням при роботі фонтанних свердловин є випадання з нафти парафіну, солей, винос піску, прориви газу.

За змістом парафіну нафти прийнято ділити на три класи:

1 - беспарафіністая (містить менше 1% парафіну по масі);

2 - слабопарафіністая (містить 1-2% парафіну по масі);

3 - парафінистих (містить більше 2% парафіну по масі).

Безводна девонская нафту Туймазинского нафтового родовища, наприклад, містить від 3,7 до 5,5% парафіну.

Видобуток нафти при наявності в ній парафіну ускладнюється випаданням парафінових отложненій в трубах, затрубному просторі, в викидних лініях, в резервуарах.

Парафінові відкладення складається з парафіну, нафти, смолистих компонентів нафти, а також води, твердих частинок, глини і піску.

Парафінові відкладення порушують нормальну роботу свердловин: їх доводиться зупиняти на ремонт, що призводить до втрати видобутку нафти. Початок відкладення парафіну відзначається на глибині 800-900 м. Найбільші відкладення спостерігаються приблизно на глибині 100-200 м. Розглянемо деякі фактори, що впливають на випадання парафіну з нафти.

У пластових умовах парафін зазвичай знаходиться в розчиненому стані. При зниженні тиску і температури порушується початкове фізико-хімічну рівновагу. В результаті починає виділятися з розчину парафін у вигляді дрібних кристалів, які спочатку знаходяться в нафті в підвішеному стані, а згодом осідають на твердих поверхнях обладнання.

Випадання парафіну сприяє зниження температури в ліфті. Температура початку кристалізації парафіну для родовищ Татарії і Башкирії знаходиться в межах 15 ... 35 градусів С.

Зниження температури в ліфтових трубах відбувається у зв'язку з виділенням газу з нафти, яке обумовлене в свою чергу зниженням тиску в міру переміщення часток газу в нафті від вибою свердловини до гирла, а також при зниженні гирлового тиску. Опишемо метод боротьби з парафіном, в основу якого покладено властивість парафіну прилипати тільки до шорстким поверхонь. Вчені С.Ф. Люшин і В.А. Оповідань встановили, що на гладких поверхнях відкладення парафіну не спостерігається. Групою вчених об'єднання «Башнефть» і НГДУ «Туймазанефть», інститутів «УралНІТІ» і «ОФ ВНІІКанефтегаз» були розроблені рецептури матеріалів і створені установки для їх нанесення на внутрішню поверхню насосно-компресорних труб. Були випробувані поверхні, виконані зі скла, емалі, епоксидної сміливі. Властивість покриттів різні: скло температуростойкостью, кислототривкі, але крихко. Внаслідок великих навантажень, що діють на насосно-компресорні труби в свердловині і різних величин деформацій металу і скла, скло відділяється від труб, обсипається, утворюючи скляні пробки.

Емаль більш міцна, ніж скло, стійка до агресивних рідин, але також руйнується при механічному впливі.

Слід сказати, що процес нанесення скла і емалі вимагає нагріву труби до 700оС і вище, що викликає зміни в структурі металу і веде до зниження міцності.

Епоксидна смола є пружним матеріалом, наноситься при температурі + 100оС, процес нанесення може бути здійснений в умовах промислових майстерень. При високій якості підготовки поверхні і відповідному підборі матеріалів покриття довговічне і надійно, протистоїть парафінообразованія.

2.6 Закачка вуглекислоти

Вуглекислий газ СО2, що закачується в пласт в рідкому вигляді, змішуючись в нафтою, зменшує її в'язкість, збільшує рухливість, знижує поверхневий натяг на межі «нафта-порода» Рідка вуглекислота екстрагує з нафти легкі фракції, створюючи активно-діючий на породу вал із суміші СО2 , і вуглеводнів та сприяє кращому відмиванню нафти з пласта. Встановлено і хімічну взаємодію СО з породою, що веде до збільшення її проникності.

За даними БашНИПИнефть нефтеотдача помітно збільшується після застосування СО концентрацією 4 ... 5% (по масі).

Властивості СО2 ,: безбарвний газ, відносна щільність 1,529 кг / куб.м., Критична температура 31,1 СО2; критичний тиск 7,29 Мпа; щільність 468 кг / куб / м; при Т = 20оС Р = 5,85 Мпа перетворюється на безбарвну рідину з щільністю 770 кг / куб.м. Добре розчиняється у воді і нафти, знижуючи її в'язкість на 10 ... 500%.

В даний час реалізовано декілька технологічних схем закачування вуглекислоти в пласт. Ось кілька з них: закачування карбонизовані води, закачування вуглекислого газу, створення облямівки з СО з наступним витісненням водою, вуглеводнями або їх сумішшю.

За даними досліджень нефтеотдача при застосуванні вуглекислоти значно зростає при збільшенні облямівки до 10% порового обсягу пласта.

Джерелами СО2являются оброблені гази теплових установок (11 ... 13%) побічна продукція хімічних виробництв (до 99%), родовища нафтових газів (до 20%).

Закачування СО2впервие була здійснена на Олександрівській площі Туймазинского родовища в 1967 р На 1.01.1975 р в пласт було закачано 252,5 тис. Куб.м. карбонизовані води з концентрацією СО2- 1,7%. Витрачено 4,1 тис.т. вуглекислоти. Встановлено збільшення охоплення пласта заводнением по потужності на 30%, прийомистість нагнітальних збільшується на 10 ... 40%.

Повернення вуглекислоти у вигляді видобутої рідини склав 238,8 т (5,7% від закачаною в пласт).

Глава 3. Державний стандарт Російської Федерації. Нафта

Загальні технічні умови

Дата введення 2002-07-01

1. Область застосування

Цей стандарт поширюється на нафті, підготовлені нафтогазовидобувними і газодобувними підприємствами до транспортування магістральними нафтопроводами, наливним транспортом для постачання споживачам Російської Федерації і на експорт.

У цьому стандарті застосовують такі терміни з відповідними визначеннями:

3.1 сира нафта: Рідка природна викопна суміш вуглеводнів широкого фізико-хімічного складу, яка містить розчинений газ, воду, мінеральні солі, механічні домішки і служить основною сировиною для виробництва рідких енергоносіїв (бензину, гасу, дизельного палива, мазуту), мастил, бітумів і коксу.

3.2 товарна нафта (нафта): Нафта, підготовлена ??до постачання споживачу відповідно до вимог чинних нормативних та технічних документів, прийнятих у встановленому порядку.

4. Класифікація та умовне позначення нафт

4.1 За фізико-хімічними властивостями, ступеня підготовки, вмісту сірководню і легких меркаптанів нафту поділяють на класи, типи, групи, види.

4.2 Залежно від масової частки сірки нафту поділяють на класи 1-4 (таблиця 1).

Таблиця 1

Класи нафти

 Клас нафти Найменування Масова частка сірки,% Метод випробування

 1 малосернистого До 0,60 включ.

 2 Сірчиста Від 0,61 1,80 За ГОСТ 1437 і 9.2

 3 високосірчисті 1,81 3,50 цього стандарту

 4 Особливо високосірчиста Св. 3,50

 4 Особливо високосірчиста Св. 3,50

4.3 За щільністю, а при постачанні на експорт - додатково по виходу фракцій і масовій частці парафіну нафту поділяють на п'ять типів (таблиця 2):

0 - особливо легка;

1 - легка;

2 - середня;

3 - важка;

4 - бітумінозних.

Таблиця 2

Типи нафти

 Норма для нафти типу

 Найменування параметра 0 1 2 3 4 Метод випробування

 1. Щільність, кг / м3, при температурі: За ГОСТ 3900 і 9.3 цього стандарту

 20 ° С Не більше 830,0 830,1-850,0 850,1-870,0 870,1-895,0 Більш 895,0 За ГОСТ Р 51069 і 9.3

 15 ° С Не більше 834,5 834,6-854,4 854,5-874,4 874,5-899,3 Більш 899,3 даного стандарту

 2. Вихід фракцій,%, не менше, до температури: За ГОСТ 2177 і 9.4 цього стандарту

 200 ° С 30 27 21 - -

 300 ° С 52 47 42 - -

 350 ° С 62 57 53 - -

 3. Масова частка парафіну,%, не більше 6,0 6,0 6,0 - - За ГОСТ 11851

Примітки

1. Визначення щільності при 20 ° С обов'язково до 1 січня 2004 року, визначення щільності при 15 ° С обов'язково з 1 січня 2004

2. Якщо по одному з показників (щільності або виходу фракцій) нафта відноситься до типу з меншим номером, а по іншому - до типу з великим номером, то нафта визнають відповідної типу з великим номером.

4.4 За ступенем підготовки нафту поділяють на групи 1-3 (таблиця 3).

Таблиця 3

Групи нафти

 Найменування показника Норма для нафти групи Метод випробування

 1 2 3

 1. Масова частка води,%, не більше 0,5 0,5 1,0 За ГОСТ 2477 і 9.5 цього стандарту

 2. Концентрація хлористих солей, мг / дм3, не більше 100 300 900 За ГОСТ 21534 і 9.6 цього стандарту

 3. Масова частка механічних домішок,%, не більше 0,05 За ГОСТ 6370

 4. Тиск насичених парів, кПа (мм рт. Ст.), Не більше

 66,7

 (500)

 66,7

 (500)

 66,7

 (500) За ГОСТ 1756 і 9.8 цього стандарту

 5. Зміст хлорорганічних сполук, млн.-1 (ррт) не нормується. Додаток А [6]

Визначення обов'язково

Примітка - Якщо по одному з показників нафту відноситься до групи з меншим номером, а по іншому - до групи з великим номером, то нафта визнають відповідній групі з великим номером.

4.5 За масовій частці сірководню і легких меркаптанів нафту поділяють на види 1-3 (таблиця 4).

Таблиця 4

Види нафти

 Найменування показника Норма для нафти виду Метод випробування

 1 2 3

 1. Масова частка сірководню, млн.-1 (ррт), не більше 20 50 100

 2. Масова частка метил-і етілмеркаптанов в сумі, млн.-1 (ррт), не більше 40 60 100 За ГОСТ Р 50802 і 9.9 цього стандарту

Примітки

1 Норми за показниками таблиці 4 є факультативними до 1 січня 2004 Визначення обов'язково для набору даних.

2 Нафта з нормою «менше 20 млн.-1» за показником 1 таблиці вважають не містить сірководень.

4.6 Умовне позначення нафти складається з чотирьох цифр, відповідних позначень класу, типу, групи і виду нафти. При поставці нафти на експорт до позначення типу додається індекс «е». Структура умовного позначення нафти:

7. Вимоги охорони навколишнього середовища

7.1 При зберіганні, транспортуванні нафти і пріємосдаточних операціях повинні бути вжиті заходи, що виключають або знижують до рівня не більше гранично допустимого вміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони і забезпечують виконання вимог охорони навколишнього середовища.

Засоби запобігання викидів повинні забезпечувати показники якості повітря робочої зони і атмосферного повітря в умовах максимального викиду, відповідні гігієнічним та екологічним нормативам якості атмосферного повітря, гранично допустимих рівнів фізичних впливів, технічним нормативам викиду і гранично допустимим (критичним) навантажень на атмосферне повітря. Допустимі викиди нафтових парів в атмосферу встановлюють за ГОСТ 17.2.3.02.

7.2 Забруднення нафтою водних акваторій в результаті аварій усувають локалізацією розливів, збором розлитої нафти або іншими методами.

7.3 Гранично допустима концентрація нафти у воді об'єктів культурно-побутового користування та господарсько-питного призначення для нафти класів 3, 4 - не більше 0,1 мг / дм3, для нафти класів 1, 2 - не більше 0,3 мг / дм3; водних об'єктів рибогосподарського призначення - не більше 0,05 мг / дм3 по СанПіН 2.1.5.980.

7.4 Забруднення грунту розлитою нафтою ліквідують збором нафти з подальшою рекультивацією грунту або іншими методами очищення. Залишковий вміст нафти в грунті після ліквідації забруднення та проведення рекультиваційних робіт встановлено в нормативних і технічних документах, прийнятих у встановленому порядку.

За даним ГОСТУ визначимо класифікацію Туймазінський нафти.

Хімічний склад (об.%) Попутних газів різних родовищ

 Родовище СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 + вищі CО2 Н2S N2 + рідкісні

 Туймазинское 42,0 21,0 18,4 6,8 4,6 0,1 - 7,1

Фізико-хімічні властивості нафт

 Нафта Туймазінський

 Щільність 0,8560

 В'язкість при 20 С, сСт 11,9

 Температура, С застигання (з об-розробкою) -29

 Спалаху (у закритому-те тиглі) -20

 Тиск насичених парів при 380С, мм рт.ст -

 Парафін Містячи-ня,% 4,1

 Температура плавле-ня, 0С 53

 Зміст% сірки 1,44

 азоту 0,14

 Смол сірчанокислотних 39

 Асфальті нов 3,4

 Коксованість% 4,4

 Зольність,% 0,005

 Вихід фракцій,% До 200 С 26,4

 До 350 С 53,4

Характеристика бензинових фракцій

 Нафта Прямогінний бензин (НК-800С) Сировина каталітичного риформінгу (85-1800С)

 Пліт-ність Вуглеводневий склад,%

 Містить жаніе сірки,% Октанове число арени Цикло-алкани алкани

 Туймазінський 0,026 44,6 0,7490 13,8 24 62,2

Отримуємо, що умовне позначення Туймазінський нафта належить до «ГОСТ-2.2.3.3.2».

нафтовидобуток нафтопродукт крекінг риформинг

Глава 4. Екологічні проблеми

На всіх стадіях свого розвитку людина була тісно пов'язаний з навколишнім світом. Але з тих пір як з'явилося високоіндустріальное суспільство, небезпечне втручання людини в природу різко посилилося, розширився обсяг цього втручання, вона стала різноманітніше і він загрожує стати глобальною небезпекою для людства. Витрата невідновних видів сировини підвищується, все більше орних земель вибуває з економіки, так як на них будуються міста і заводи. Людині доводиться все більше втручатися в господарство біосфери - тієї частини нашої планети, у якій існує життя. Біосфера Землі в даний час піддається наростаючому антропогенному впливу. Туймазинское родовище знаходиться поблизу міста Туймази. Хочу розповісти про вплив його на екологію Туймазінсконо району.

4.1 Повітря, яким ми дихаємо

За Туймазинський район зареєстровано 139 підприємств та організацій, що роблять негативний вплив на повітряний басейн району. Викиди забруднюючих речовин в атмосферу від усіх джерел забруднення становлять близько 25 тисяч тонн на рік (звіти Туймазинского територіального управління з охорони навколишнього середовища за 2004). Результати багаторічних досліджень вчених показали, що район відчуває високу техногенне навантаження, особливо в межах родовищ нафти, що розробляються нафтовиками «Туймазинефть» (Територія Туймазинского району). Це обумовлено великою щільністю свердловин, промислових і магістральних нафтопроводів. Все ще існує проблема утилізації попутних газів. У надрах нафту включає до свого складу не тільки рідкі та тверді, але й газоподібні вуглеводні, які випаровуються при витяганні нафти на земну поверхню. Починаючи з 1993 року вдалося знизити обсяги викидів за рахунок впровадження системи електронного підпалу газів на ВАТ «Туймазитехуглерод», зниження обсягу видобутку нафти і попутного газу, падіння виробництва на підприємствах і проведення природоохоронних заходів. Частка викидів від смолоскипів в загальному обсязі забруднення з боку нафтогазового комплексу складає всього близько 5%. Найбільший «внесок» у забруднення атмосфери району вуглеводнями та іншими шкідливими речовинами вносять резервуари, ємності і колони, де зберігаються нафта і нафтопродукти. Основними забруднювачами повітря міста Туймази є ВАТ «Туймазитехуглерод», ВАТ «Башмедстекло», газопереробний завод, (звіти Туймазинского територіального управління МПР РБ). Два великих підприємства ВАТ «Туймазитехуглерод» і Туймазінський газопереробний завод побудовані без урахування пануючих вітрів.

4.2 Вода - безцінний дар природи

Вважається, що забруднення вод менш небезпечно, ніж забруднення атмосфери, так як вода для пиття очищається на водозабірних станціях і, крім того, значна частина населення додатково користується побутовими фільтрами. Однак, в Туймазінському районі забруднення вод вважається серйозною проблемою. Найбільший внесок у забруднення водних об'єктів району вносять нафтовики. Важливим заходом, проведеним під час нафтовидобутку, є нагнітання солоної води в нафтоносні пласти, так зване заводнення. Як відомо, перша в Радянському Союзі система заводнення великого промислового масштабу була здійснена саме в Туймазінському родовищі. При закачуванні вод під високим тиском вони можуть просочуватися в верхні прісноводні горизонти. Це дуже часто, як уже зазначалося, призводить до інтенсивного забруднення аж до повної непридатності для пиття як підземних, так і поверхневих вод. Води річок, джерел і криниць зазнали значних змін у хімічному складі, в деяких пунктах протягом багатьох років засоленість вище граничних допустимих норм для питної води. За відомостями управління з охорони навколишнього середовища м Туймази щорічно у водні ресурси району викидається близько 19 тисяч тонн забруднюючих речовин.

4.3 Грунт

Однією з невирішених проблем є екологія грунтів, у зв'язку з їх забрудненням, ерозією і деградацією. У Туймазінському районі найбільш небезпечним залишається нафтове забруднення, хоча в останні роки це трапляється рідко. Нафта обволікає грунтові частинки, через що грунт не змочується водою, гине рослинність. При великій дозі і тривалому терміні забруднення в грунті відбуваються незворотні зміни, і такі грунту приходять в цілковиту непридатність.

Особливо сильне забруднення нафтопродуктами відбувається на території обвалування майданчиків бурових і діючих свердловин площею 0,25 га. Велику небезпеку для навколишнього середовища, грунтів і грунтових вод представляють комори - місця збору нафтопродуктів. У цьому випадку забруднення відбувається в результаті фільтрації через дно і стінки комор. Значне засолення грунтового профілю відбувається як в глибину до 5 м, так і на відстані до 0,5 км. Значну небезпеку також представляє наявність великої кількості карстових воронок, в яких акумулюється основна кількість усіх стоків з водозборів. Вони по карстових печер і підземних руслах поширюються вглиб і вшир, охоплюючи нові простори.

Забруднюючі речовини, що викидаються в атмосферу трубами промислових підприємств, можуть поширюватися в напрямку пануючих вітрів на 50 км, але їх основна маса осідає на грунту в межах 8 - 10 км. При забрудненні грунту відбувається накопичення в ній або на її поверхні хімічних речовин, які становлять небезпеку для живих організмів.

Висновок

Ось вже більше 70 років Туймазинское родовище знаходиться в розробці, Туймазинское родовище є першим великим за своїми запасами і розмірами, відкритим у нашій країні, і первісток передової вітчизняної технології нафтовидобутку і еталоном, по якому можуть ровняется інші родовища на пізній стадії розробки. Туймазинское родовище стало випробувальним полігоном для багатьох розробок вчених та інженерів всієї галузі. Саме тут у грудні 1948 року на родовищі вперше в історії країни було здійснено законтурне заводнення пластів. На Туймазінському родовищі взагалі вперше в світовій практиці здійснювалася розробка з підтриманням пластового тиску поєднанням законтурного, приконтурного, внутріконтурного і осередкового заводнення пластів. Завдяки цьому основна маса видобутих запасів була здобута за 20 років. З девонських пластів відібрано нафти в два рази більше, ніж вдалося б отримати звичайними способами без закачування води.

Список літератури:

Використовувалися посилання з Інтернету:

http://www.bibliofond.ru/view.aspx?id=37203

http://psgendal.narod.ru/sokol/book.htm#ВУНП

http://www.neftelib.ru/neft-slovar-list/t/889/index.shtml

http://dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/204195

http://chemanalytica.com/book/novyy_spravochnik_khimika_i_tekhnologa/05_syre_i_produkty_promyshlennosti_organicheskikh_i_neorganicheskikh_veshchestv_chast_I/5945

http://www.xumuk.ru/encyklopedia/2/2861.html

http://www.edudic.ru/

http://www.potram.ru/index.php?page=27

http://www.ngfr.ru/ngd.html?neft18

http://es-net.ru/all/_save_sites_/www.xumuk.ru/encyklopedia/2/2983.html

Державний стандарт Російської Федерації

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка