Федеральное агентство по образованию РФ
ГОУ ВПО «Челябинскийгосударственный университет»
Факультетэкономики отраслей бизнеса и администрирования
Кафедраотраслей и рынков
Курсовая подисциплине:
Технологияпереработки нефти и газа
Тема:
Туймазинскоеместорождение
Выполнила:
студенткагруппы 21-П-304
КузнецоваС.Ю.
Проверила: ПыховаН.В.
Челябинск-2010
Содержание:
Глава 1. Описание ихарактеристики Туймазинского нефтяного месторождения
Глава 2. Нефтеперереработка
2.1 Краткое описаниедействия установок по обессоливанию и обезвоживанию нефти
2.2 Первичнаяпереработка — перегонка
2.3 Вторичнаяпереработка — крекинг
2.4 Каталитическийриформинг
2.5 Отложения парафина
2.6 Закачкауглекислоты.
Глава 3. ГОСТ
Глава 4. Экологическиепроблемы
4.1 Воздух, которым мыдышим
4.2 Вода — бесценныйдар природы
4.3 Почва
Вывод
Введение
Нефтьна территории Башкирии обнаружили в XVIII веке: в 1770 году экспедициейАкадемии наук во главе с академиком Иваном Лепехиным был найден небольшойисточник горной нефти в пяти верстах от деревни Кусяпкулово. В конце XIX векапоиском нефти в этом районе занялись несколько частных предпринимателей. Однаковсе это были лишь единичные попытки — промышленное освоение местных нефтяныхзапасов началось гораздо позже, в 1930-х годах (в прошлом году республикаБашкортостан торжественно отметила 75-летие своей нефтяной отрасли).
Первыйнефтяной фонтан забил в 1932 году из скважины, пробуренной возле деревниИшимбаево. Уже в 1936-м в республике был добыт первый миллион тонн нефти, апосле ввода в промышленную эксплуатацию Ишимбайского и Кусяпкуловскогоместорождений Башкирия вышла на третье место в СССР по объемам нефтедобычи. Всентябре 1944 года началась промышленная эксплуатация Туймазинскогоместорождения, которое вошло в пятерку крупнейших по запасам нефтиместорождений в мире, затем введены еще с десяток крупных залежей, и вскоререспублика вышла в лидеры СССР по объемам нефтедобычи. Своего пикового уровня —47,9 млн. т — добыча достигла в 1967 году, и повторить этот рекорд впоследующие годы не удалось. До 1980-х годов ее удавалось поддерживать науровне 40 млн. т в год, но затем из-за естественного истощения запасов идороговизны разведочных работ она начала стремительно падать. Толькоиспользование новых технологий повышения нефтеотдачи пластов позволило с начала2000-х годов зафиксировать добычу на отметке около 11 млн. т.
Насегодня, по данным башкирского территориального агентства по недропользованию,доказанные запасы нефти Туймазинское месторождение располагает запасами более30 млн. т сырья.
Впервой главе я описала Туймазинское месторождение и привела основныехарактеристики нефти.
Вторуюглаву я посвятила особенностям переработки нефти Туймазинского месторождения.
Втретьей главе я привела наиболее интересные выдержки из ГОСТа и по даннойклассификации определила условное обозначение Туймазинской нефти.
Вчетвертой главе я рассказала об экологических проблемах Туймазинского района,причиной которых стала разработка находящегося по близости Туймазинскогоместорождения.
Глава1. Описание и характеристики Туймазинского нефтяного месторождения
Туймазинскоенефтяное месторождение расположено в Российской Федерации, в Башкирии, близгорода Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открытов 1937г., разрабатывается с 1939 г. Месторождение относится к классу крупных.Приурочено к Туймазинскому и Александровскому поднятиям, расположенным впределах Альметьевской вершины Татарского свода. Размеры Туймазинского поднятиясоставляют 40 х 20 км. Осадочная толща в пределах месторождения представленаотложениями докембрийского и палеозойского возраста. Терригенные отложенияразвиты не повсеместно и представлены песчаниками толщиной 0-137 м.
Глубиназалегания продуктивных горизонтов от 1100 до 1680 м. На месторождении выявлено122 залежи. Основная нефтеносность связана с терригeнными девонскимиотложениями, в которых открыто 54 залежи на глубинах 1690-1720 м. Общая толщинапесчаных коллекторов около 70 м, пористость 17-22 %, проницаемость до 0,47 мкм2.Коллектор поровый. Залежи пластовые сводовые, преимущественно литологическиеэкранированные, высота до 68 м. Начальные пластовые давления 17,2-18,1 Мпа.Температура 30о С. ВНК на отметках от -1485 до -1530 м.
Визвестняках Девоновского яруса выявлено 8 массивных залежей на глубине1130-1100 м. Пористость коллекторов 3 %. Высота залежей до 30 м, начальноепластовое давление 14 МПа. Плотность нефтей из отложений девона 889-894 кг/м3.Содержание серы 2,7-3 %.
Визвестняках кизеловского горизонта выявлено 5 массивных залежей нефти наглубине 1070-1075 м. Высота залежей до 35 м. Плотность нефтей из породкаменноугольного возраста 889 –894 кг/м3, содержание серы 2,7-3,0%.
Начальныйдебит скважин 5 – 250 т/сут, но ежегодно он снижается на 5–10%.
Содержаниепарафина от 3,7 до 5,5%.
Основнаямасса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Плановая добыча нефтисоставляет 900тыс. тонн в год.
Глава2. Нефтеперереработка
Нефтепереработка- крупнотоннажное производство, основанное на превращениях нефти, ее фракций инефтяных газов в товарные нефтепродукты и сырье для нефтехимии и основногоорганического синтеза. Это производство представляет собой совокупностьосуществляемых на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) физических и химико-технологическихпроцессов и операций, включающую подготовку сырья, его первичную и вторичнуюпереработку.
Нефтехимия- область химии, изучающая состав, свойства и химические превращениякомпонентов нефти и природного газа, а также процессы их переработки. Главнаязадача нефтехимии -изучение и разработка методов и процессов переработкикомпонентов нефти и природного газа, главным образом углеводородов, вкрупнотоннажные органические продукты, используемые преимущественно в качествесырья для последующего выпуска на их основе товарных хим. продуктов сопределенными потребительскими свойствами. Для достижения этой цели нефтехимияизучает свойства углеводородов нефти, исследует состав, строение и превращениясмесей углеводородов, содержащихся в нефти, а также образующихся припереработке нефти и природного газа.
Основнойорганический синтез (тяжелый органический синтез) — промышленное многотоннажноепроизводство органических вещесв. Важнейшей задачей основного органическогосинтеза является разработка и освоение прогрессивных и наиболее экономичныхресурсо- и энергосберегающих малоотходных технологий, безопасных для человека иокружающей среды.
Передпереработкой нефть подвергают специальной подготовке сначала на нефтепромыслах,а затем непосредственно на НПЗ, где ее освобождают от пластовой воды,минеральных солей и механических примесей, (т.е. Обезвоживание и обессоливаниенефти) и стабилизируют, отгоняя главным образом пропан-бутановую, а иногдачастично и пентановую углеводородные фракции. Первичная переработка нефтизаключается в разделении ее на фракции, различающиеся пределами выкипания, спомощью первичной (в основном) или вторичной атмосферной и вакуумной перегонки(Дистилляция нефти). Такая переработка позволяет выделять из нефти толькоизначально присутствующие в ней вещества. Ассортимент, выход и качествовырабатываемых продуктов полностью определяются химическим составом сырья.
Поступающаяиз нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственночистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода,попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород,затвердевшего цемента).
Пластоваявода — это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л.Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная водавызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы,поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов иоборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.
Техническии экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергатьспециальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации,удаления твердых частиц.
2.1Краткое описание действия установок по обессоливанию и обезвоживанию нефти
Внастоящее время на заводы поступают нефти, содержащие до 2% пластовой воды, а,следовательно, 3—5 г/л хлористых солей (хлоридов). Для полного удаления солейвся нефть подвергается обессоливанию на специальных электрообессоливающихустановках (ЭЛОУ). С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой всмесителях, а образовавшаяся эмульсия воды в нефти разрушается и расслаиваетсяв электродегидраторах. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсийдостигается при их подогреве с применением эффективных реагентов —деэмульгаторов. Расход деэмульгаторов составляет 20—100 г на 1 то нефти.
Обессоливаниеначинают с того, что нефть смешивают с промывной водой, деэмульгаторами,щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80-120°С иподают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля итемпературы солёная вода отделяется от нефти. Требования к процессуобессоливания жесткие — в нефти должно остаться не более 3-4 мг/л солей и около0,1% воды.
Сырьевойнасос подает нефть в смеситель, где происходит активное вихревое смешиваниенефти с пресной водой, добавляемой в количестве 5 % по отношению к нефти.Пресная вода активно растворяет соли, выводя ее из нефти. Водонефтяная эмульсияпоступает затем в электродегидратор — аппарат по обезвоживанию нефти. В этомаппарате происходит выделение воды из смеси и получение обессоленной нефти.Затем эти операции повторяются во второй ступени технологического процесса.
/>
Принципиальнаясхема электрообессоливающей установки (позиции со штрихом — оборудование 2-йступени):
1,1'-электродегидраторы; 2-подвесные изоляторы; 3, 3'-высоковольтныетрансформаторы; 4, 7-коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды;5-электроды; 6 — распредели гель ввода сырья; 8, 8'- смесители; 9, 9'-клапаныавтоматич. отвода дренажной воды; 10, 10'-теплообменники; 11, 12-отстойник ипромежут. емкость дренажной воды; 13, 15-насосы сырья и пресной воды; 14, 14'-насосы дренажной воды.
2.2Первичная переработка — перегонка
Жидкиеуглеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойствеоснована перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350°C из нефтипоследовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть напервых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает винтервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240°С) и дизельноетопливо (240—350°С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века еговыбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используютпять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различныенефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен,поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёмаавтомобильного топлива.
2.3Вторичная переработка — крекинг
Вторичнаяпереработка нефти проводится путём термического или химического каталитическогорасщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большегоколичества бензиновых фракций, а также сырья для последующего полученияароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самыхраспространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking —расщепление).
В1891 году инженеры В.Г. Шухов и С.П. Гаврилов предложили первую в мирепромышленную установку для непрерывной реализации термическогокрекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубамосуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяногосырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выходсветлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовитьбензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60%.Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производствасмазочных масел.
Каталитическийкрекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья исорбирует на себе, прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легкодегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельныеуглеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь сактивными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов,появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие вреакциях гидрокрекинга, изомеризации и др. Продукт крекинга обогащается легкимивысококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиноваяфракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. Витоге получаются углеводородные газы (20%), бензиновая фракция (50%), дизельнаяфракция (20%), тяжелый газойль и кокс.
2.4Каталитический риформинг
Каталитическийриформинг — это процесс обогащения бензиновых фракций нефти ароматическими идругими циклическими углеводородами.
Ароматическимиуглеводородами (аренами) называются вещества, в молекулах которых содержитсяодно или несколько бензольных колец — циклических групп атомов углерода сособым характером связей.
/>
Понятие“бензольное кольцо” требует расшифровки. Для этого необходимо рассмотретьстроение молекулы бензола. Первая структура бензола была предложена в 1865г.немецким ученым А. Кекуле:
Онпроводится в присутствии катализаторов из платины
(Платинаисп. Platina) — 78 элемент периодической таблицы, атомная масса 195,08;благородный металл серо-стального цвета) или платины и рения
(Рений— химический элемент с атомным номером 75 в Периодической системе химическихэлементов Д.И. Менделеева, обозначается символом Re (лат. Rhenium). Пристандартных условиях представляет собой плотный, серебристо-белый металл).
Прикаталитическом риформинге бензинов из алканов образуются ароматическиесоединения.
АЛКАНЫИ ЦИКЛОАЛКАНЫ — углеводороды, в которых все атомы углерода соединены друг сдругом и с атомами водорода простыми (одинарными) связями. Алканы(синонимы— предельные углеводороды, насыщенные углеводороды, парафины) — углеводороды собщей формулой CnH2n+2, где n — число атомов углерода. Такую же формулу имеет ивсем знакомый полиэтилен, только величина n у него очень велика и можетдостигать десятков тысяч. Кроме того, полиэтилен содержит молекулы разнойдлины. В циклоалканах атомы углерода образуют замкнутую цепь; если цикл один,формула циклоалкана CnH2n.)
Циклоалканыпревращаются в ароматические соединения, подвергаются гидрированию,изомеризации.
Гидрогенизация(гидрирование) — реакция присоединения водорода по кратной связи, обычно вприсутствии катализаторов.
Процессизомеризация направлен на получение высокооктановых компонентов товарногобензина из низкооктановых фракций нефти путем структурного измененияуглеродного скелета. Источником детонации в ДВС является образование свободныхрадикалов по цепному механизму. Нормальные неразветвленные алканы при горенииобразуют наиболее активные первичные радикалы, чем вторичные или третичныерадикалы при горении разветвленных алканов с изостроением. Поэтому чемразветвление молекула, тем выше её детонационная стойкость, октановое число.
Октан(н-октан) — Органическое соединение клаccа алканов .
Алка́ны(насыщенные углеводороды, парафины, алифатические соединения) — ациклическиеуглеводороды линейного или разветвлённого строения, содержащие только простыесвязи и образующие гомологический ряд с общей формулой CnH2n+2.
Алканыявляются насыщенными углеводородами и содержат максимально возможное числоатомов водорода. Каждый атом углерода в молекулах алканов находится в состоянииsp³-гибридизации — все 4 гибридные орбитали атома С равны по форме иэнергии, 4 электронных облака направлены в вершины тетраэдра под углами109°28'. За счёт одинарных связей между атомами С возможно свободное вращениевокруг углеродной связи. Тип углеродной связи — σ-связи, связи малополярныи плохо поляризуемы. Длина углеродной связи — 0,154 нм.
Окта́новоечисло́ — показатель, характеризующий детонационную стойкость топлива длядвигателей внутреннего сгорания
Двигательвнутреннего сгорания (сокращённо ДВС) — это тип двигателя, тепловая машина, вкоторой химическая энергия топлива (обычно применяется жидкое или газообразноеуглеводородное топливо), сгорающего в рабочей зоне, преобразуется вмеханическую работу.
Поршневыедвигатели — камерой сгорания является цилиндр, где химическая энергия топливапревращается в механическую энергию, которая из возвратно-поступательногодвижения поршня превращается во вращательную с помощью кривошипно-шатунногомеханизма.
Бензиновые— смесь топлива с воздухом готовится в карбюраторе и далее во впускномколлекторе, или во впускном коллекторе при помощи распыляющих форсунок(механических или электрических), далее смесь подаётся в цилиндр, сжимается, азатем поджигается при помощи искры, проскакивающей между электродами свечи.
Основнаяхарактерная особенность топливо-воздушной смеси в этом случае — еёгомогенизированность. Чем более однородной по составу является смесь, тем болеекачественно идёт процесс сгорания. Также существует способ смесеобразованияпутем непосредственного впрыска бензина в цилиндр при помощи распыляющихфорсунок. Смесь в этом случае готовится непосредственно в цилиндре и не являетсягомогенизированной.
Ароматическиеуглеводороды теряют при риформинге боковые заместители, и поэтому онипредпочтительней для производства современного высокооктанового бензина. Припроведении данного процесса чаще всего используются парафиновые фракции прямойперегонки нефти. Главной задачей каталитического риформинга являетсяпревращение низкооктановых бензиновых компонентов в более высокооктановые. Дляосуществления процесса риформинга разработаны специализированные установки снеподвижным слоем. В ряде установок используется один реактор. Их минус состоитв том, что реактор приходится останавливать на несколько суток для регенерациикатализатора. В тех установках, где используются несколько реактороводновременно, процесс может протекать непрерывно. Большинство богатых водородомгазов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге.
Продуктыриформинга нефтепродуктов используются для получения топливного бензина.
Также как и в процессе крекинга, риформинг бывает ещё и термическим.
Основнымицелями риформинга являются:
повышениеоктанового числа бензинов с целью получения неэтилированного высокооктановогобензина
получениеароматических углеводородов (аренов).
2.5Отложения парафина
Частовстречающимся осложнением при работе фонтанных скважин является выпадение изнефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.
Посодержанию парафина нефти принято делить на три класса:
1– беспарафинистая (содержит менее 1% парафина по массе);
2– слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе);
3– парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).
Безводнаядевонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения, например, содержит от3,7 до 5,5% парафина.
Добычанефти при наличии в ней парафина осложняется выпадением парафиновых отложненийв трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.
Парафиновыеотложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а такжеводы, твердых частиц, глины и песка.
Парафиновыеотложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать наремонт, что приводит к потере добычи нефти. Начало отложения парафинаотмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно наглубине 100-200 м. Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафинаиз нефти.
Впластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. Приснижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическоеравновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в видемельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенномсостоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.
Выпадениюпарафина способствует снижение температуры в лифте. Температура началакристаллизации парафина для месторождений Татарии и Башкирии находится впределах 15…35 градусов С.
Снижениетемпературы в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти,которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещениячастиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевогодавления. Опишем метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойствопарафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Ученые С.Ф. Люшин и В.А. Рассказовустановили, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается.Группой ученых объединения «Башнефть» и НГДУ «Туймазанефть», институтов«УралНИТИ» и «ОФ ВНИИКанефтегаз» были разработаны рецептуры материалов исозданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхностьнасосно-компрессорных труб. Были испытаны поверхности, выполненные из стекла,эмали, эпоксидной смелы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко,кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих нанасосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла истекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.
Эмальболее прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушаетсяпри механическом воздействии.
Следуетсказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700оС ивыше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.
Эпоксиднаясмола является упругим материалом, наносится при температуре +100оС, процесснанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высокомкачестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытиедолговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.
2.6Закачка углекислоты
Углекислыйгаз СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает еевязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе«нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции,создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО2, и углеводородов испособствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическоевзаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.
Поданным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после применения СОконцентрацией 4…5% (по массе).
СвойстваСО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическаятемпература 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м;при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость сплотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкостьна 10…500%.
Внастоящее время реализовано несколько технологических схем закачки углекислотыв пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачкауглекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой,углеводородами или их смесью.
Поданным исследований нефтеотдача при применении углекислоты значительновозрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.
ИсточникамиСО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукцияхимических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).
ЗакачкаСО2 впервые была осуществлена на Александровской площадиТуймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено252,5 тыс. куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%.Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пластазаводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на10…40%.
Возвратуглекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной впласт).
Глава3. Государственный стандарт Российской Федерации. Нефть
Общиетехнические условия
Датавведения 2002-07-01
1.Область применения
Настоящийстандарт распространяется на нефти, подготовленные нефтегазодобывающими и газодобывающимипредприятиями к транспортированию по магистральным нефтепроводам, наливнымтранспортом для поставки потребителям Российской Федерации и на экспорт.
Внастоящем стандарте применяют следующие термины с соответствующимиопределениями:
3.1сырая нефть: Жидкая природная ископаемая смесь углеводородов широкогофизико-химического состава, которая содержит растворенный газ, воду,минеральные соли, механические примеси и служит основным сырьем дляпроизводства жидких энергоносителей (бензина, керосина, дизельного топлива,мазута), смазочных масел, битумов и кокса.
3.2товарная нефть (нефть): Нефть, подготовленная к поставке потребителю всоответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов,принятых в установленном порядке.
4.Классификация и условное обозначение нефтей
4.1По физико-химическим свойствам, степени подготовки, содержанию сероводорода илегких меркаптанов нефть подразделяют на классы, типы, группы, виды.
4.2В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица1).
Таблица 1
КлассынефтиКласс нефти Наименование Массовая доля серы, % Метод испытания 1 Малосернистая До 0,60 включ. 2 Сернистая От 0,61 1,80 По ГОСТ 1437 и 9.2 3 Высокосернистая 1,81 3,50 настоящего стандарта 4 Особо высокосернистая Св. 3,50 4 Особо высокосернистая Св. 3,50
4.3По плотности, а при поставке на экспорт — дополнительно по выходу фракций имассовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2):
0- особо легкая;
1- легкая;
2- средняя;
3- тяжелая;
4- битуминозная.
Таблица 2
Типынефти Норма для нефти типа Наименование параметра 1 2 3 4 Метод испытания 1. Плотность, кг/м3, при температуре: По ГОСТ 3900 и 9.3 настоящего стандарта 20 °С Не более 830,0 830,1-850,0 850,1-870,0 870,1-895,0 Более 895,0 По ГОСТ Р 51069 и 9.3 15 °С Не более 834,5 834,6-854,4 854,5-874,4 874,5-899,3 Более 899,3 настоящего стандарта 2. Выход фракций, %, не менее, до температуры: По ГОСТ 2177 и 9.4 настоящего стандарта 200 °С 30 27 21 - - 300 °С 52 47 42 - - 350 °С 62 57 53 - - 3. Массовая доля парафина, %, не более 6,0 6,0 6,0 - - По ГОСТ 11851
Примечания
1.Определение плотности при 20 °С обязательно до 1 января 2004 г., определениеплотности при 15 °С обязательно с 1 января 2004 г.
2.Если по одному из показателей (плотности или выходу фракций) нефть относится ктипу с меньшим номером, а по другому — к типу с большим номером, то нефтьпризнают соответствующей типу с большим номером.
4.4По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).
Таблица 3
ГруппынефтиНаименование показателя Норма для нефти группы Метод испытания 1 2 3 1. Массовая доля воды, %, не более 0,5 0,5 1,0 По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта 2. Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более 100 300 900 По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта 3. Массовая доля механических примесей, %, не более 0,05 По ГОСТ 6370 4. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт. ст.), не более
66,7
(500)
66,7
(500)
66,7
(500) По ГОСТ 1756 и 9.8 настоящего стандарта 5. Содержание хлорорганических соединений, млн.-1 (ррт) Не нормируется. Приложение А [6] /> /> /> /> /> /> />
Определениеобязательно
Примечание- Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, апо другому — к группе с большим номером, то нефть признают соответствующейгруппе с большим номером.
4.5По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на виды1-3 (таблица 4).
Таблица 4
ВидынефтиНаименование показателя Норма для нефти вида Метод испытания 1 2 3 1. Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более 20 50 100 2. Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более 40 60 100 По ГОСТ Р 50802 и 9.9 настоящего стандарта
Примечания
1Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 1 января 2004 г.Определение обязательно для набора данных.
2Нефть с нормой «менее 20 млн.-1» по показателю 1 таблицы считают не содержащейсероводород.
4.6Условное обозначение нефти состоит из четырех цифр, соответствующихобозначениям класса, типа, группы и вида нефти. При поставке нефти на экспорт кобозначению типа добавляется индекс «э». Структура условного обозначения нефти:
/>
7.Требования охраны окружающей среды
7.1При хранении, транспортировании нефти и приемосдаточных операциях должны бытьприняты меры, исключающие или снижающие до уровня не более предельнодопустимого содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны и обеспечивающиевыполнение требований охраны окружающей среды.
Средствапредотвращения выбросов должны обеспечивать показатели качества воздуха рабочейзоны и атмосферного воздуха в условиях максимального выброса, соответствующиегигиеническим и экологическим нормативам качества атмосферного воздуха,предельно допустимым уровням физических воздействий, техническим нормативамвыброса и предельно допустимым (критическим) нагрузкам на атмосферный воздух.Допустимые выбросы нефтяных паров в атмосферу устанавливают по ГОСТ 17.2.3.02.
7.2Загрязнение нефтью водных акваторий в результате аварий устраняют локализациейразливов, сбором разлитой нефти или другими методами.
7.3Предельно допустимая концентрация нефти в воде объектов культурно-бытовогопользования и хозяйственно-питьевого назначения для нефти классов 3, 4 — неболее 0,1 мг/дм3, для нефти классов 1, 2 — не более 0,3 мг/дм3; водных объектоврыбохозяйственного назначения — не более 0,05 мг/дм3 по СанПиН 2.1.5.980.
7.4Загрязнение почвы разлитой нефтью ликвидируют сбором нефти с последующейрекультивацией почвы или другими методами очистки. Остаточное содержание нефтив почве после ликвидации загрязнения и проведения рекультивационных работустановлено в нормативных и технических документах, принятых в установленномпорядке.
Поданному ГОСТУ определим классификацию Туймазинской нефти.
Химическийсостав (об. %) попутных газов различных месторожденийМесторождение СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 + высшие CО2 Н2S N2 + редкие Туймазинское 42,0 21,0 18,4 6,8 4,6 0,1 — 7,1
Физико-химическиесвойства нефтейНефть Туймазинская Плотность 0,8560 Вязкость при 20 С, сСт 11,9 Температура, С Застывания (с об-работкой) -29 Вспышки (в закры-том тигле) -20 Давление насыщенных паров при 380С, мм рт.ст - Парафин Содержа-ние,% 4,1 Температура плавле-ния, 0С 53 Содержание % серы 1,44 азота 0,14 Смол сернокислотных 39 Асфальте нов 3,4 Коксуемость % 4,4 Зольность,% 0,005 Выход фракций, % До 200 С 26,4 До 350 С 53,4
Характеристикабензиновых фракцийНефть Прямогонный бензин (нк- 800С) Сырье каталитического риформинга (85-1800С) Плот-ность Углеводородный состав, % Содер-жание серы, % Октановое число арены Цикло-алканы алканы Туймазинская 0,026 44,6 0,7490 13,8 24 62,2
Получаем, чтоусловное обозначение Туймазинская нефть принадлежит к «ГОСТ-2.2.3.3.2».
нефтедобыча нефтепродукткрекинг риформинг
Глава4. Экологические проблемы
Навсех стадиях своего развития человек был тесно связан с окружающим миром. Но стех пор как появилось высокоиндустриальное общество, опасное вмешательствочеловека в природу резко усилилось, расширился объём этого вмешательства, оностало многообразнее и сейчас грозит стать глобальной опасностью длячеловечества. Расход невозобновимых видов сырья повышается, все больше пахотныхземель выбывает из экономики, так как на них строятся города и заводы. Человекуприходится все больше вмешиваться в хозяйство биосферы — той части нашейпланеты, в которой существует жизнь. Биосфера Земли в настоящее времяподвергается нарастающему антропогенному воздействию. Туймазинскоеместорождение находится близ города Туймазы. Хочу рассказать о влиянии его наэкологию Туймазинсконо района.
4.1Воздух, которым мы дышим
ПоТуймазинскому району зарегистрировано 139 предприятий и организаций,оказывающих негативное влияние на воздушный бассейн района. Выбросы загрязняющихвеществ в атмосферу от всех источников загрязнения составляют около 25 тысячтонн в год (отчеты Туймазинского территориального управления по охранеокружающей среды за 2004). Результаты многолетних исследований ученныхпоказали, что район испытывает высокую техногенную нагрузку, особенно впределах месторождений нефти, разрабатываемых нефтяниками «Туймазынефть»(Территория Туймазинского района). Это обусловлено большой плотностью скважин,промысловых и магистральных нефтепроводов. Все еще существует проблемаутилизации попутных газов. В недрах нефть включает в свой состав не толькожидкие и твердые, но и газообразные углеводороды, которые улетучиваются приизвлечении нефти на земную поверхность. Начиная с 1993 года удалось снизитьобъемы выбросов за счет внедрения системы электронного поджига газов на ОАО«Туймазытехуглерод», снижения объема добычи нефти и попутного газа, паденияпроизводства на предприятиях и проведения природоохранных мероприятий. Долявыбросов от факелов в общем объеме загрязнения со стороны нефтегазовогокомплекса составляет всего около 5%. Наибольший «вклад» в загрязнение атмосферырайона углеводородами и другими вредными веществами вносят резервуары, емкостии колонны, где хранятся нефть и нефтепродукты. Основными загрязнителями воздухагорода Туймазы являются ОАО «Туймазытехуглерод», ОАО «Башмедстекло»,газоперерабатывающий завод, (отчеты Туймазинского территориального управленияМПР РБ). Два крупных предприятия ОАО «Туймазытехуглерод» и Туймазинскийгазоперерабатывающий завод построены без учета господствующих ветров.
4.2Вода — бесценный дар природы
Считается,что загрязнение вод менее опасно, чем загрязнение атмосферы, так как вода дляпитья очищается на водозаборных станциях и, кроме того, значительная частьнаселения дополнительно пользуется бытовыми фильтрами. Однако, в Туймазинскомрайоне загрязнение вод считается серьезной проблемой. Наибольший вклад взагрязнение водных объектов района вносят нефтяники. Важным мероприятием,проводимым во время нефтедобычи, является нагнетание соленой воды в нефтеносныепласты, так называемое заводнение. Как известно, первая в Советском Союзесистема заводнения большого промышленного масштаба была осуществлена именно вТуймазинском месторождении. При закачке вод под высоким давлением они могут просачиватьсяв верхние пресноводные горизонты. Это очень часто, как уже отмечалось, приводитк интенсивному загрязнению вплоть до полной непригодности для питья какподземных, так и поверхностных вод. Воды рек, родников и колодцев претерпелизначительные изменения в химическом составе, в некоторых пунктах в течениемногих лет засоленность выше предельных допустимых норм для питьевой воды. Посведениям управления по охране окружающей среды г. Туймазы ежегодно в водныересурсы района выбрасывается около 19 тысяч тонн загрязняющих веществ.
4.3Почва
Однойиз неразрешенных проблем является экология почв, в связи с их загрязнением,эрозией и деградацией. В Туймазинском районе наиболее опасным остается нефтяноезагрязнение, хотя в последние годы это случается редко. Нефть обволакиваетпочвенные частицы, из-за чего почва не смачивается водой, гибнетрастительность. При большой дозе и длительном сроке загрязнения в почвепроисходят необратимые изменения, и такие почвы приходят в полнейшуюнепригодность.
Особенносильное загрязнение нефтепродуктами происходит на территории обваловки площадокбуровых и действующих скважин площадью 0,25 га. Большую опасность дляокружающей среды, почв и грунтовых вод представляют амбары — места сборанефтепродуктов. В этом случае загрязнение происходит в результате фильтрациичерез дно и стенки амбаров. Значительное засоление почвенного профиляпроисходит как в глубину до 5 м, так и на расстоянии до 0,5 км. Значительнуюопасность также представляет наличие большого количества карстовых воронок, вкоторых аккумулируется основное количество всех стоков с водосборов. Они покарстовым пещерам и подземным руслам распространяются вглубь и вширь, охватываяновые пространства.
Загрязняющиевещества, выбрасываемые в атмосферу трубами промышленных предприятий, могутраспространяться в направлении господствующих ветров на 50 км, но их основнаямасса оседает на почвы в пределах 8 — 10 км. При загрязнении почвы происходитнакопление в ней или на её поверхности химических веществ, представляющих опасностьдля живых организмов.
Вывод
Вотуже более 70 лет Туймазинское месторождение находится в разработке,Туймазинское месторождение является первым крупным по своим запасам и размерам, открытым в нашей стране, и первенец передовой отечественной технологиинефтедобычи и эталоном, по которому могут ровняется другие месторождения напоздней стадии разработки. Туймазинское месторождение стало испытательнымполигоном для многих разработок ученых и инженеров всей отрасли. Именно здесь вдекабре 1948 года на месторождении впервые в истории страны было осуществленозаконтурное заводнение пластов. На Туймазинском месторождении вообще впервые вмировой практике осуществлялась разработка с поддержанием пластового давлениясочетанием законтурного, приконтурного, внутриконтурного и очагового заводненияпластов. Благодаря этому основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось быизвлечь обычными способами без закачки воды.
Списоклитературы:
Использовались ссылкис Интернета:
www.bibliofond.ru/view.aspx?id=37203
psgendal.narod.ru/sokol/book.htm#ВУНП
www.neftelib.ru/neft-slovar-list/t/889/index.shtml
dic.academic.ru/dic.nsf/ruwiki/204195
chemanalytica.com/book/novyy_spravochnik_khimika_i_tekhnologa/05_syre_i_produkty_promyshlennosti_organicheskikh_i_neorganicheskikh_veshchestv_chast_I/5945
www.xumuk.ru/encyklopedia/2/2861.html
www.edudic.ru/
www.potram.ru/index.php?page=27
www.ngfr.ru/ngd.html?neft18
es-net.ru/all/_save_sites_/www.xumuk.ru/encyklopedia/2/2983.html
Государственныйстандарт Российской Федерации