Курсовая работа: Туймазинское месторождение

Федеральное агентство по образованию РФ

ГОУ ВПО «Челябинский государственный университет»

Факультет экономики отраслей бизнеса и администрирования

Кафедра отраслей и рынков

Курсовая по дисциплине:

Технология переработки нефти и газа

Тема:

Туймазинское месторождение

Выполнила:

студентка группы 21-П-304

Кузнецова С.Ю.

Проверила: Пыхова Н.В.

Челябинск-2010

Содержание:

Глава 1. Описание и характеристики Туймазинского нефтяного месторождения

Глава 2. Нефтеперереработка

2.1 Краткое описание действия установок по обессоливанию и обезвоживанию нефти

2.2 Первичная переработка — перегонка

2.3 Вторичная переработка — крекинг

2.4 Каталитический риформинг

2.5 Отложения парафина

2.6 Закачка углекислоты.

Глава 3. ГОСТ

Глава 4. Экологические проблемы

4.1 Воздух, которым мы дышим

4.2 Вода - бесценный дар природы

4.3 Почва

Вывод

Введение

Нефть на территории Башкирии обнаружили в XVIII веке: в 1770 году экспедицией Академии наук во главе с академиком Иваном Лепехиным был найден небольшой источник горной нефти в пяти верстах от деревни Кусяпкулово. В конце XIX века поиском нефти в этом районе занялись несколько частных предпринимателей. Однако все это были лишь единичные попытки — промышленное освоение местных нефтяных запасов началось гораздо позже, в 1930-х годах (в прошлом году республика Башкортостан торжественно отметила 75-летие своей нефтяной отрасли).

Первый нефтяной фонтан забил в 1932 году из скважины, пробуренной возле деревни Ишимбаево. Уже в 1936-м в республике был добыт первый миллион тонн нефти, а после ввода в промышленную эксплуатацию Ишимбайского и Кусяпкуловского месторождений Башкирия вышла на третье место в СССР по объемам нефтедобычи. В сентябре 1944 года началась промышленная эксплуатация Туймазинского месторождения, которое вошло в пятерку крупнейших по запасам нефти месторождений в мире, затем введены еще с десяток крупных залежей, и вскоре республика вышла в лидеры СССР по объемам нефтедобычи. Своего пикового уровня — 47,9 млн. т — добыча достигла в 1967 году, и повторить этот рекорд в последующие годы не удалось. До 1980-х годов ее удавалось поддерживать на уровне 40 млн. т в год, но затем из-за естественного истощения запасов и дороговизны разведочных работ она начала стремительно падать. Только использование новых технологий повышения нефтеотдачи пластов позволило с начала 2000-х годов зафиксировать добычу на отметке около 11 млн. т.

На сегодня, по данным башкирского территориального агентства по недропользованию, доказанные запасы нефти Туймазинское месторождение располагает запасами более 30 млн. т сырья.

В первой главе я описала Туймазинское месторождение и привела основные характеристики нефти.

Вторую главу я посвятила особенностям переработки нефти Туймазинского месторождения.

В третьей главе я привела наиболее интересные выдержки из ГОСТа и по данной классификации определила условное обозначение Туймазинской нефти.

В четвертой главе я рассказала об экологических проблемах Туймазинского района, причиной которых стала разработка находящегося по близости Туймазинского месторождения.

Глава 1. Описание и характеристики Туймазинского нефтяного месторождения

Туймазинское нефтяное месторождение расположено в Российской Федерации, в Башкирии, близ города Туймазы. Относится к Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Открыто в 1937г., разрабатывается с 1939 г. Месторождение относится к классу крупных. Приурочено к Туймазинскому и Александровскому поднятиям, расположенным в пределах Альметьевской вершины Татарского свода. Размеры Туймазинского поднятия составляют 40 х 20 км. Осадочная толща в пределах месторождения представлена отложениями докембрийского и палеозойского возраста. Терригенные отложения развиты не повсеместно и представлены песчаниками толщиной 0-137 м.

Глубина залегания продуктивных горизонтов от 1100 до 1680 м. На месторождении выявлено 122 залежи. Основная нефтеносность связана с терригeнными девонскими отложениями, в которых открыто 54 залежи на глубинах 1690-1720 м. Общая толщина песчаных коллекторов около 70 м, пористость 17-22 %, проницаемость до 0,47 мкм2. Коллектор поровый. Залежи пластовые сводовые, преимущественно литологические экранированные, высота до 68 м. Начальные пластовые давления 17,2-18,1 Мпа. Температура 30о С. ВНК на отметках от -1485 до -1530 м.

В известняках Девоновского яруса выявлено 8 массивных залежей на глубине 1130-1100 м. Пористость коллекторов 3 % . Высота залежей до 30 м, начальное пластовое давление 14 МПа. Плотность нефтей из отложений девона 889-894 кг/м3. Содержание серы 2,7-3 %.

В известняках кизеловского горизонта выявлено 5 массивных залежей нефти на глубине 1070-1075 м. Высота залежей до 35 м. Плотность нефтей из пород каменноугольного возраста 889 –894 кг/м3 , содержание серы 2,7-3,0%.

Начальный дебит скважин 5 – 250 т/сут, но ежегодно он снижается на 5–10%.

Содержание парафина от 3,7 до 5,5%.

Основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Плановая добыча нефти составляет 900тыс. тонн в год.

Глава 2. Нефтеперереработка

Нефтепереработка - крупнотоннажное производство, основанное на превращениях нефти, ее фракций и нефтяных газов в товарные нефтепродукты и сырье для нефтехимии и основного органического синтеза. Это производство представляет собой совокупность осуществляемых на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) физических и химико-технологических процессов и операций, включающую подготовку сырья, его первичную и вторичную переработку.

Нефтехимия - область химии, изучающая состав, свойства и химические превращения компонентов нефти и природного газа, а также процессы их переработки. Главная задача нефтехимии -изучение и разработка методов и процессов переработки компонентов нефти и природного газа, главным образом углеводородов, в крупнотоннажные органические продукты, используемые преимущественно в качестве сырья для последующего выпуска на их основе товарных хим. продуктов с определенными потребительскими свойствами. Для достижения этой цели нефтехимия изучает свойства углеводородов нефти, исследует состав, строение и превращения смесей углеводородов, содержащихся в нефти, а также образующихся при переработке нефти и природного газа.

Основной органический синтез (тяжелый органический синтез) - промышленное многотоннажное производство органических вещесв. Важнейшей задачей основного органического синтеза является разработка и освоение прогрессивных и наиболее экономичных ресурсо- и энергосберегающих малоотходных технологий, безопасных для человека и окружающей среды.

Перед переработкой 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 обессоливание нефти) и стабилизируют, отгоняя главным образом пропан-бутановую, а иногда частично и пентановую углеводородные фракции. Первичная переработка нефти заключается в разделении ее на фракции, различающиеся пределами выкипания, с помощью первичной (в основном) или вторичной атмосферной и вакуумной перегонки (Дистилляция нефти). Такая переработка позволяет выделять из нефти только изначально присутствующие в ней вещества. Ассортимент, выход и качество вырабатываемых продуктов полностью определяются химическим составом сырья.

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Пластовая вода - это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80%. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо.

Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

2.1 Краткое описание действия установок по обессоливанию и обезвоживанию нефти

В настоящее время на заводы поступают нефти, содержащие до 2% пластовой воды, а, следовательно, 3—5 г/л хлористых солей (хлоридов). Для полного удаления солей вся нефть подвергается обессоливанию на специальных электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). С этой целью нефть интенсивно смешивается с пресной водой в смесителях, а образовавшаяся эмульсия воды в нефти разрушается и расслаивается в электродегидраторах. Наиболее быстрое и полное разрушение нефтяных эмульсий достигается при их подогреве с применением эффективных реагентов — деэмульгаторов. Расход деэмульгаторов составляет 20—100 г на 1 то нефти.

Обессоливание начинают с того, что нефть смешивают с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80-120°С и подают в электродегидратор. Здесь под воздействием электрического поля и температуры солёная вода отделяется от нефти. Требования к процессу обессоливания жесткие - в нефти должно остаться не более 3-4 мг/л солей и около 0,1% воды.

Сырьевой насос подает нефть в смеситель, где происходит активное вихревое смешивание нефти с пресной водой, добавляемой в количестве 5 % по отношению к нефти. Пресная вода активно растворяет соли, выводя ее из нефти. Водонефтяная эмульсия поступает затем в электродегидратор - аппарат по обезвоживанию нефти. В этом аппарате происходит выделение воды из смеси и получение обессоленной нефти. Затем эти операции повторяются во второй ступени технологического процесса.

Принципиальная схема электрообессоливающей установки (позиции со штрихом - оборудование 2-й ступени):

1, 1'-электродегидраторы; 2-подвесные изоляторы; 3, 3'-высоковольтные трансформаторы; 4, 7-коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды; 5-электроды; 6 - распредели гель ввода сырья; 8, 8'- смесители; 9, 9'-клапаны автоматич. отвода дренажной воды; 10, 10'-теплообменники; 11, 12-отстойник и промежут. емкость дренажной воды; 13, 15-насосы сырья и пресной воды; 14, 14'- насосы дренажной воды.

2.2 Первичная переработка — перегонка

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350°C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240°С) и дизельное топливо (240—350°С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

2.3 Вторичная переработка — крекинг

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В.Г. Шухов и С.П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60%. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе, прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20%), бензиновая фракция (50%), дизельная фракция (20%), тяжелый газойль и кокс.

2.4 Каталитический риформинг

Каталитический риформинг — это процесс обогащения бензиновых фракций нефти ароматическими и другими циклическими углеводородами.

Ароматическими углеводородами (аренами) называются вещества, в молекулах которых содержится одно или несколько бензольных колец — циклических групп атомов углерода с особым характером связей.

Страницы: 1, 2, 3, 4