Главная --> Справочник терминов


Нефтяного месторождения Наиболее полно преимущества би- и полиметаллическах-каха^-лизаторов проявляются на специально созданных установках, позволяющих работать в оптимальных для этих катализаторов режимах и условиях. Особенно важным является непрерывное проведение регенерации. В промышленности осуществлено два процесса риформинга на полиметаллических катализаторах с непрерывной регенерацией — процесс американской фирмы UOP [91] и процесс Французского нефтяного института [92].

При проведении риформинга в жестких условиях с катализатором высокой дегидроциклизующей активности (процесс «Аромай-зинг» французского нефтяного института) технический ксилол выделяется из катализата риформинга обычной ректификацией [8]. Такой способ значительно экономичнее и дает больший выход ксилола.

29. Бикбулатов И.Х., Шулаев Н.С., Соболев А.В. Новая технология защиты трубопроводов, обнаружения и сбора утечек. /Научные труды Фушуньского нефтяного института. - Фушунь (Китай), 2000.

Ротапринт Уфшлского нефтяного института

Уфиглокий нефтяной инотвтут Ротапринт Уфтюкого нефтяного института Адрес института и полигра)предприятия: 450f!fi2, Уйа, Космонавтов, I

Некоторые углеводороды поставляются промышленностью с различным содержанием примесей. Эти примеси можно частично или полностью удалить с помощью одного или нескольких методов, предложенных для выделения углеводородов нефти группами исследователей университета в Огайо, Пенсильванского колледжа, а также сотрудников проекта № б Американского нефтяного института, которые проводили свои работы при Национальном бюро стандартов.

Исследовательский проект Af» 6 Американского нефтяного института начал свою деятельность в 1927 г. с целью изучения углеводородов нефти [1580]. Для разделения углеводородов применялись следующие физические методы: фракционированная перегонка, кристаллизация, экстрагирование и адсорбция. Использовались различные виды перегонок: обычная, при пониженном давлении и азеотропная. Обычная перегонка служила первой ступенью очистки. Этим методом в отсутствие азеотропных смесей можно удалить все примеси, за исключением очень близко кипящих.

Основными задачами азеотропной перегонки являются: а) удаление примесей, отличающихся по своему характеру от основного компонента; б) удаление изомерных или близких по характеру примесей; в) понижение температуры кипения в колонке путем подбора соответствующего вещества, образующего низкокипящий азеотроп; г) полная отгонка основного компонента в результате добавления избытка вещества, образующего азеотроп. Методики перегонки, применявшиеся группой сотрудников Нефтяного института и Национального бюро стандартов, и соответствующая аппаратура описаны Виллингхэмом и Россини [2078].

В табл. 1 приведены данные, полученные группой исследователей Нефтяного института и Национального бюро стандартов по очистке парафинов и моноолефинов [1772]. Касаясь вопроса очистки, авторы отмечают: «а) простая очистка, сопровождающая синтетический или любой другой ПУТЬ получения данного углеводородного концентрата, приводит обычно к удалению всех примесей, за исключением более или менее близко кипящих изомеров; б) примесь близко кипящего изомера в количестве нескольких процентов оказывает сравнительно небольшое влияние на температуру кипения, коэффициент преломления и плотность, однако, как правило, заметно изменяет температуру замерзания; в) в серии фракций, отобранных при высокоэффективной перегонке углеводорода, содержащего в качестве примеси близко-кипящие изомеры, наиболее чистая фракция одинаково часто

Дополнительные данные по очистке, взятые из работ проекта № 6 Нефтяного института [638], приведены в табл. 2. Дальнейшие сведения по очистке можно найти в работах Глазгоу, Мерфи, Виллингхэма и Россини [719], а также Стрейфа, Мерфи, Кахилла, Фланагана, Седлака, Виллингхэма и Россини [1773].

и Россини [1816], а также Глазгоу, Стрейфом и Россини [720]. Для большей точности образец должен содержать не менее 95 мол. % чистого вещества, и примеси во всех случаях должны быть сходными. Одновременно с измерением температуры замерзания определяется чистота испытуемого образца. Данные, полученные с помощью этого метода, были использованы в качестве критериев чистоты всех углеводородов, выделенных и очищенных группой сотрудников Нефтяного института и Национального бюро стандартов.

Интересен опыт разработки нефтяного месторождения Суан-сон-Ривер на Аляске, открытого в 1957 г. [Young R., Fairfie W., Dykstral H., 1977]. При эксплуатации на водонапорном режиме начальное пластовое давление (390 кгс/см2, давление насыщения— 95 кгс/см2) быстро падало и с 1962 г. в пласт начали закачивать газ высокого давления. Сильно недонасыщенная газом нефть при контактировании с сухим газом, нагнетаемым при давлении 350 кгс/см2, увеличивалась в объеме в 1,8 раза.

Из этого следует, что возможны перемещения крупных объемов газа из районов с его излишками в районы повышенного спроса. Это связано также с тем, что такой газ часто добывается попутно с нефтью и отделяется от нее, когда с нефтяного месторождения на нефтеперерабатывающий завод транспортируется «стабилизированная» сырая нефть. Отделенный попут-

пластов и месторождений изменяется в широких пределах, в соответствии с этим изменяется и молекулярная масса пластовой нефти. Содержание в пластовой нефти головных углеводородов и определяет потенциальные ресурсы нефтяного газа, а также его углеводородный состав. Ресурсы нефтяного газа — объем газа, извлеченного вместе с нефтью из недр при эксплуатации нефтяного месторождения за определенный промежуток времени (месяц, квартал, год) с учетом его качественной характеристики [7]. Ресурсы нефтяного газа определяются как произведение объема добытой «ефти на газовый фактор. Под газовым фактором понимаетсй объем выделившегося газа, отнесенный к 1 т или 1 м3 добытой нефти. Этот о'бъем газа приводят либо к стандартным (давление 101325 Па и температура 293 К), либо к нормальным (давление 101325 Па и температура 273 К) условиям. Величина газового фактора и углеводородный состав добываемого нефтяного газа зависят не только от компонентного состава пластовой нефти, «о' и от наличия свободного газа в пласте, положения скважины на структуре, литологического состава пород у забоя скважины, расстояния от скважины до газо- и водонефтяного контактов, способа эксплуатации скважин (например, газлифтного), условий сепарации пластовой нефти и т. д. На нефтяных месторождениях, разрабатываемых с поддержанием пластового давления, газовый фактор и состав газа при постоянных условиях сепарации практически не_ изменяются со временем эксплуатации.

I т нефти, отсепарированной в лабораторных условиях -путем однократного контактного разгазирования глубинной пробы нефти при р= 101325 Па и Г=293 К. Пластовый газовый фактор является одним из показателей состояния разработки нефтяного месторождения.

Существуют различные методы определения ресурсов нефтяного газа: эмпирические и расчетные. Эмпирические методы основаны на экспериментальном нахождении рабочего газового фактора в лабораторных или промысловых условиях. При проектировании обустройства нефтяного месторождения можно определить рабочий газовый фактор и соответствующие ему ресурсы только в лабораторных условиях путем разгазирования глубинной пробы нефти на установках PVT при давлениях и температурах, соответствующих промысловым условиям ступенчатой сепарации. Для месторождений, находящихся уже в эксплуатации, рабочий газовый фактор можно определять в промысловых условиях. Сущность промыслового способа определения рабочего газового фактора состоит в том, что все основные исходные данные для расчета ресурсов нефтяного газа получают в результате промысловых замеров расхода газа и нефти на каждой ступени сепарации. Точность определения рабочего газового фактора в этом случае зависит от класса точности используемых приборов. В настоящее время разработаны 'методы определения рабочего газового фактора путем сравнения углеводородного состава проб нефти и газа, отобранных непосредственно на промысле на выходе всех ступеней сепарации нефти. К расчетным относятся методы расчета фазового распределения углеводородов по коэффициентам распределения, когда известен компонентный состав исходной пластовой нефти. Эти методы широко применяют для вновь вводимых в разработку нефтяных месторождений.

Отставание ввода в эксплуатацию необходимых мощностей по переработке нефтяного газа от начала разработки нефтяного месторождения на 10—15 лет приводит к тому, что некоторая часть пластовых ресурсов газа, извлеченная вместе с нефтью, сжигается в фалеках. Учитывая, что срок жизни завода значительно превышает период разработки нефтяного месторождения, то возникает другая проблема — обеспечение ГПЗ сырьем на длительную перспективу.

С точки зрения комплексного подхода к системе сбора, подготовки нефти и переработки газа представляет интерес опыт эксплуатации нефтяного месторождения Рейнбоу-Лейк [41], расположенного на северо-западе Канады в провинции Альберта. По климатическим условиям этот район Канады очень близок к условиям Западной Сибири. Месторождение расположено в труднодоступном таежном заболоченном месте, на территории которого построен газоперерабатывающий завод. Основное назначение завода — подготовка нефти и переработка нефтяного газа с целью получения обессоленной и обезвоженной стабильной нефти, сухого газа, широкой фракции легких углеводородов и элементарной серы. Связь с заводом осуществляется в основном с помощью авиации. Сбор нефти и газа на месторождении Рейнбоу-Лейк имеет много общего с лучевой системой сбора, описанной выше. Газонефтяная смесь прямо от скважины через замерные установки поступает на завод, где все потоки'объединяются в одном коллекторе. Непосредственно на территории завода осуществляют сепарацию нефти в три ступени. Отделение газа в сепараторе первой ступени происходит при давлении 0,75 МПа и температуре 25°С. Нефть после сепаратора подогревают паром в теплообменнике до температуры 75—80°С и направляют сначала в сепаратор второй ступени с давлением 0,25 МПа, а затем в сепаратор третьей ступени с давлением 0,1 МПа. Далее нефть идет на установку по обезвоживанию и обессоливанию. Доведенную до кондиции нефть перекачивают по нефтепроводу на НПЗ. Нефтяной газ, отделившийся на третьей и второй ступенях сепарации, самостоятельными потоками поступает на разные цилиндры компрессора, дожимается до давления 0,75 МПа и подается на смешение с газом первой ступени. Нефтяной газ месторождения Рейнбоу-Лейк содержит около 5% сероводорода. Поэтому, прежде чем поступать на блок переработки, этот газ подвергается очистке от H2S по абсорбционной схеме. Переработку газа осуществляют по схеме низкотемпературной конденсации при давлении 2,7 МПа и температуре — 18°С. Для осушки газа применяют 80%-ный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ), который инжектируется в сырьевые теплообменники и в распределительную камеру пропанового холодильника. Точка росы осушенного газа достигает —34°С. Основную часть перерабо-

Обезвоживание нефти. Свойства водонефтяных эмульсий Г46] в значительной степени зависят от физико-химических свойств составляющих их жидкостей, присутствия в них естественных эмульгаторов, интенсивности перемешивания, способа добычи нефти, условий эксплуатации нефтяного месторождения и т. д. Нефти различных месторождений способны к образованию стойких эмульсий, для разрушения которых требуется применение специальных методов, и нестойких, которые легко расслаиваются на составляющие нефть и воду. Для успешного инженерного решения по выбору технологии обезвоживания нефти важно знать механизм образования и разрушения эмульсий.

Давление сепарации нефти должно выбираться, исходя из максимального сокращения потерь углеводородного сырья и более полной утилизации нефтяного газа при минимальных затратах. Для каждого нефтяного месторождения экономически целесообразное давление сепарации будет своим.

В случае, когда потребители и газа и нефти удалены от нефтяного месторождения за сотни километров, оптимальное значение давления сепарации может быть найдено в результате проведения технико-экономических расчетов, в основе которых лежит отыскание минимума приведенных затрат на транспорт нефти и газа, т. е.

Сырая природная нефть представляет собой вязкую жидкость, окраска которой изменяется от темно-коричневого или черного до зеленого цвета. В состав нефти входят углеводороды трех классов: алканы, циклоалканы (нафтены) и ароматические углеводороды. Соотношение их резко меняется в зависимости от расположения нефтяного месторождения. Всего из нефти выделено и идентифицировано более трехсот индивидуальных углеводородов, и общее их количество оценивается в несколько тысяч.

ределяется высотой гидростатического столба, но на ряде месторождений бывает аномальное давление, превышающее гидростатическое. К ним относится Астраханское газоконденсатное месторождение. После проведения геологоразведочных работ, во время которых определяются запасы газа и устанавливается объем его добычи, а также необходимое количество эксплуатационных скважин, производится разбуривание газового или нефтяного месторождения. Обычно на первом этапе необходимый объем добычи обеспечивают 15...20% скважин от расчетного количества, так как дебит первых скважин высокий, до 1 млн м3/сут. По мере падения пластового давления в результате отбора газа количество скважин увеличивается. На газоконденсатных месторождениях при снижении давления в пласте происходит ретроградная конденсация тяжелых углеводородов. Образовавшийся газовый конденсат не поднимается на поверхность земли, а остается в пласте. В ряде случаев для полного извлечения газового конденсата из пласта в первые годы эксплуатацию ведут с обратной закачкой газа в пласт для поддержания в нем давления. Это так называемый сайклинг - процесс. После полного извлечения конденсата начинается отбор товарного газа.




Некоторых элементов Некоторых антибиотиков Некоторых биологических Некоторых галоидных Некоторых интересных Наблюдается ориентация Некоторых кристаллических Некоторых мономеров Некоторых обстоятельствах

-
Яндекс.Метрика