setidengi.ru

Энергетика

Category: Нефтяная промышленность (page 1 of 6)

Присадка к дизельному топливу, дизельное

Настоящее изобретение относится к области нефте- и газохимии, конкретно к составу присадки к дизельному топливу и дизельному топливу нефтяного или газоконденсатного происхождения, содержащему эту присадку. Предлагается присадка к дизельному топливу, содержащая алкил(С3-С20)нитрат, алкил(С1-С25)сукцинимид, непредельную жирную кислоту, выбранную из группы олеиновая, линолевая, линоленовая, или амид этой кислоты и сульфонат кальция. Кроме вышеперечисленных компонентов присадка дополнительно содержит сополимер высших эфиров С6-С28 акриловой или метакриловой кислоты с этиленненасыщенным мономером. Предлагается также дизельное топливо на основе базового топлива, содержащее эту присадку в количестве 0,001-1,0% мас. В качестве базового топливо содержит газоконденсатное дизельное топливо, летнее или зимнее дизельное топливо нефтяного происхождения. Предлагаемая присадка позволяет улучшить пусковые и низкотемпературные характеристики и повысить смазывающие свойства дизельных топлив. Предлагаемое дизельное топливо полностью соответствует требованиям, предъявляемым к дизельным топливам Европейским Стандартом (ЕН 590) и новым ГОСТ Р 52368-2005. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Присадка к дизельному топливу, содержащая алкил(С3-С20)нитрат, алкил(С1-С25)сукцинимид, непредельную жирную кислоту, выбранную из группы олеиновая, линолевая, линоленовая, или ее амид, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит сульфонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

алкил(С3-С20)нитрат

до 40

алкил(С1-С25)сукцинимид

0,1-10

сульфонат кальция

до 20

непредельная жирная кислота или ее амид

до 100

2. Присадка по п.1, отличающаяся тем, что дополнительно содержит сополимер высших эфиров С6-С28 акриловой или метакриловой кислоты с этиленненасыщенным мономером в количестве до 20 мас.%.

3. Дизельное топливо на основе базового топлива, содержащее присадку, отличающееся тем, что оно содержит присадку по п.1 в количестве 0,001-1,0 мас.%.

Настоящее изобретение относится к области нефте- и газохимии, конкретно к составу присадки к дизельному топливу и дизельному топливу нефтяного (ДТ) или газоконденсатного происхождения (ГКДТ), содержащему эту присадку.Известны депрессорные присадки, улучшающие низкотемпературные свойства ДТ, на основе полимеров этилена, сополимеров этилена с винилацетатом или алкилметакрилатов, где алкил содержит 6-16 атомов углерода. (Патент США №4175926, С10L 1/18, 1979 г.)Известна депрессорная присадка к ДТ, содержащая сополимер на основе этилена с молекулярной массой 3.000-7.000 и амид янтарной кислоты. (Заявка Японии №59-8790, С10L 1/22, 1984 г.)Однако эти присадки недостаточно эффективны в ДТ, используемых в зимних условиях Крайнего Севера. Кроме того, они не улучшают пусковых свойств ДТ при низких температурах.Известна присадка к ДТ, содержащая 3-24% сополимера этилена с винилацетатом с молекулярной массой 800-120.000; 4-41% алкилнитрата с числом углеродных атомов в алкильной группе 4-16; 2-12% алифатических спиртов C1-C4 и 12-91% ароматического растворителя с температурой кипения 135-288°C.Там же указано, что присадка вводится в ДТ, полученные из соответствующих фракций продуктов переработки нефти, сланцев и битумных песков. (Патент США №4365973, С10L 1/22, 1982 г.)Известна присадка к ДТ, содержащая в % мас.:

Оксипропилированный жирный спирт

C6-C16 с молекулярной массой 300-2.000

5-15

Сульфонат щелочноземельного металла

5-15

Сополимер фракции алкилметакрилатов

C8-C24 с винилацетатом с молекулярной

массой 1.000-10.000

10-25

Алкил(C3-C18)нитрат

до 100

(Патент РФ №2057790, С10L 1/18, 1/22, 1996 г.)Недостаточно высокая депрессорная способность этих присадок ограничивает их применение в составе ДТ, например в ГКДТ расширенного фракционного состава.Известна также присадка к ДТ, содержащая в % мас.:

Сополимер высших эфиров C8-C24 акриловой или

метакриловой кислоты с этиленненасыщенным

мономером

до 90

Сульфонат щелочноземельного металла

не более 10

Сополимер этилена с альфа-олефинами

молекулярной массы

1.000-20.000

до 100

Дополнительно присадка содержит алкил(C3-C18)нитрат в количестве 1-30% мас.Там же описано ДТ, полученное на основе летней или зимней марок ДТ, содержащее вышеуказанную присадку в количестве 0,001-0,5% мас. (Патент РФ №2119528, С10L 1/18, 1/22, 1998 г.)Однако известная присадка недостаточно эффективно влияет на низкотемпературные характеристики ДТ.Известна присадка к ДТ, содержащая в % мас.:

Алкил(C3-C20)нитрат

до 55

Алкилсукцинимид, где алкил C1-C25

0,1-15

Сополимер высших эфиров C6-C28 акриловой или

метакриловой кислоты с этиленненасыщенным

мономером

до 100

Там же описано ДТ на основе базового топлива, содержащее вышеуказанную присадку в количестве 0,01-0,8% мас.При этом в качестве базового ДТ содержит ГКДТ расширенного фракционного состава или ДТ нефтяного происхождения. (Патент РФ №2280069, С10L 1/18, 1/22, 2005 г.)Однако эта присадка при использовании ее в составах малосернистых ДТ не обеспечивает им требуемых смазывающих свойств.Наиболее близкой к заявляемой является присадка, содержащая алкил(C3-C20)нитрат, алкил(C1-C25)сукцинимид, сополимер высших эфиров C6-C28 акриловой или метакриловой кислоты с этиленненасыщенным мономером, непредельную жирную кислоту, выбранную из группы олеиновая, линолевая, линоленовая, или амид этой кислоты при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Алкил(C3-C20)нитрат

до 55

Алкил(C1-C25)сукцинимид

0,1-15,0

Сополимер высших эфиров C6-C28 акриловой или

метакриловой кислот с этиленненасыщенным мономером

до 60

Ненасыщенная жирная кислота или ее амид

до 100

Известно также ДТ на основе базового топлива, содержащее вышеуказанную присадку в количестве 0,01-1,0% мас.Причем в качестве базового топливо содержит ГКДТ расширенного фракционного состава или ДТ нефтяного происхождения. (Патент РФ №2320706, С10L 1/188, 1/196, 1/224, 1/23, 2006 г.)Недостатком известной присадки является то, что она не позволяет улучшить экологию воздушного бассейна, уменьшая содержание в воздухе вредных выбросов (ΔBB), образующихся в том числе и от работы автомобильного транспорта на дизельных двигателях.В настоящее время в Странах ЕС в рамках осуществления мер по охране окружающей среды качество ДТ регламентируется Европейским Стандартом EN 590, согласно которому предусмотрено использование только малосернистых ДТ 3-х видов. Содержание сернистых соединений в ДТ вида 1 должно быть не более 350 мг/кг, в ДТ вида 2 не более 50 мг/кг и ДТ вида 3 не более 10 мг/кг. Однако, несмотря на то что при работе дизелей на малосернистых ДТ выбросы вредных оксидов серы будут снижены, что, безусловно, приведет к улучшению экологических показателей работы дизеля, малосернистое ДТ обладает плохими противоизносными (смазывающими) свойствами, по сравнению с высокосернистыми топливами. Для контроля и обеспечения смазывающих свойств ДТ в ЕН 590 введен показатель «диаметр пятна износа», значение которого не должно превышать 460 мкм. Норма на показатель «ЦЧ» в Странах ЕС составляет, не ниже 51 ед. Наконец, по низкотемпературным свойствам, согласно ЕН 590, ДТ классифицируют на 6 сортов (A, B, C, D, E, F), отличающихся по показателю «предельная температура фильтруемости», которая изменяется от плюс 5°C для сорта А до минус 20°C для сорта F, с интервалом между сортами в 5°C. Удовлетворить требованиям, предъявляемым к ДТ в Европе, можно, используя соответствующие присадки. В России, начиная с 2008 года, Постановлением Правительства РФ №118 от 27.02.08 введен новый ГОСТ Р 52368-2005 (ЕН 590:2004) «Топливо дизельное Евро. Технические условия». Новый ГОСТ, в отличие от действующего до настоящего времени ГОСТ 305-82, полностью соответствует Европейскому Стандарту, ЕН 590.Задачей настоящего изобретения является разработка присадки к ДТ и ДТ, содержащего эту присадку, обладающего улучшенными пусковыми, низкотемпературными, смазывающими свойствами и обеспечивающего улучшение экологических показателей работы дизельных двигателей.Для решения поставленной задачи предлагается присадка к ДТ, содержащая алкил(C3-C20)нитрат, алкил(C1-C25)сукцинимид, непредельную жирную кислоту, выбранную из группы олеиновая, линолевая, линоленовая, или амид этой кислоты и сульфонат кальция при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Алкил(C3-C20)нитрат

до 40

Алкил(C1-C25)сукцинимид

0,1-10,0

Сульфонат кальция

до 20

Ненасыщенная жирная кислота или ее амид

до 100

Кроме вышеперечисленных компонентов присадка дополнительно содержит сополимер высших эфиров C6-C28 акриловой или метакриловой кислоты с этиленненасыщенным мономером в количестве до 20% мас.Предлагается также ДТ на основе базового топлива, содержащее эту присадку в количестве 0,001-1,0% мас.В качестве базового топливо содержит ГКДТ, летнее или зимнее ДТ нефтяного происхождения.Отличия предлагаемого технического решения состоят в дополнительном содержании в составе присадки сульфоната кальция и в соотношении компонентов.Несмотря на то что все компоненты, входящие в состав присадки, являются известными, промышленными продуктами, в заявляемом соотношении и сочетании их предлагается использовать впервые. Подобранное экспериментальным путем соотношение компонентов позволило получить присадку, обладающую комплексом требуемых свойств.Использование предлагаемой присадки в составе ДТ, как летних, так и зимних марок, позволит увеличить производство высококачественных топлив, соответствующих современным требованиям европейских стандартов. Для производства высококачественных ДТ зимних марок на базе летних в их составе целесообразно использовать присадку, содержащую сополимер высших эфиров C6-C28 акриловой или метакриловой кислоты с этиленненасыщенным мономером, ответственный за улучшение низкотемпературных свойств ДТ.Предлагаемую присадку готовят путем смешения компонентов при комнатной температуре и перемешивании в течение 0,5-2,0 ч.Присадку вводят в состав ДТ в виде 5%, 10%, 35% и 50%-ного концентрата в ДТ или другом углеводородном растворителе. В приготовленных образцах присадка вводилась в топливо в виде 35%-ного концентрата в ДТ.Все используемые для приготовления присадки компоненты являются продуктами промышленного производства.Компонент А — алкил(C3-C20)нитрат, например циклогексилнитрат, изопропилнитрат, норборнилнитрат. В приготовленных образцах присадки использован наименее дефицитный 2-этилгексилнитрат.Компонент Б — алкил(C1-C25)сукцинимид. В качестве алкилсукцинимида может быть использована присадка С-5А или другая сукцинимидная присадка отечественного или импортного производства. В образцах присадки использован алкил(C16-C18)сукцинимид.Компонент В — олеиновая, линолевая или линоленовая кислоты. Для приготовления образцов присадки была использована олеиновая кислота (пример 1) и линолевая кислота (пример 2), использование линоленовой кислоты приводит к аналогичному результату.Компонент Г — в качестве амида непредельной жирной кислоты могут быть использованы алкил(C1-C9)амиды, алкилол(C1-C12)амиды и т.д. В приготовленных образцах предлагаемой присадки были использованы этиламид (C2) линоленовой кислоты (пример 3) и октиламид (C8) олеиновой кислоты (пример 4). Использование других указанных амидов позволит расширить ассортимент выпускаемых присадок, обладающих улучшенными пусковыми, низкотемпературными и смазывающими свойствами.Компонент Д — сополимер высших эфиров C6-C28 акриловой или метакриловой кислоты с этиленненасыщенным мономером является основой промышленных депрессорных присадок к ДТ, типа ПДП, ЭДЕП-Т и др. При приготовлении образцов присадки использована основа присадки ПДП.Компонент Е — сульфонат кальция — присадка C-150, или C-300. При приготовлении образцов присадки использована присадка C-150. Выбор в качестве компонента Е именно сульфоната кальция обусловлен тем, что сульфонаты других щелочноземельных металлов, например бария или магния, при использовании их в ДТ добавляют в состав вредных выбросов, образующихся при сжигании ДТ, еще и токсичные оксиды бария или магния. В то же время образующийся при использовании сульфоната кальция оксид кальция не является токсичным продуктом. Об эффективности улучшения экологических показателей работы дизельного двигателя судили по показателю «количество ВВ», который измеряли с помощью переносного прибора «БОШ», присоединенного к выхлопной трубе двигателя, работающего на ДТ без присадки и в присутствии присадки. По уменьшению значений «количество ВВ» в присутствии присадки (ΔBB) можно сделать вывод о ее эффективности, в частности, по показателю «улучшение экологических показателей работы дизеля».Вышеуказанным способом было приготовлено 6 образцов предлагаемой присадки, состав которых приведен в таблице 1.Кроме того, были приготовлены образцы предлагаемого ДТ, содержащие 0,1% мас., присадки. Сравнительные испытания приготовленных образцов ДТ и образцов базового топлива без присадки приведены в таблице 2.В качестве базового топлива было использовано ГКДТ широкого фракционного состава, утяжеленное кубовыми остатками стабильного конденсата (ГКДТ «ГШЗ»), ДТ летнее, марки «Л» (ДТ «Л») и ДТ зимнее, марки «З-35» (ДТ З-35) нефтяного происхождения.Данные, приведенные в таблице 2, подтверждают, что предлагаемая присадка позволяет улучшить пусковые и низкотемпературные характеристики и повысить смазывающие свойства ДТ. Предлагаемое ДТ полностью соответствует требованиям, предъявляемым к ДТ Евро ЕН 590 и новому ГОСТ Р 52368-2005.

Таблица 1Состав образцов присадок

№ п.п

А, % мас.

Б, % мас.

В, % мас.

Г, % мас.

Д, % мас.

Е, % мас.

1.

10,0

0,1

79,9

0,0

5,0

5,0

2.

20,0

0,5

62,5

0,0

7,0

10,0

3.

25,0

1,0

0,0

64,0

10,0

0,0

4.

30,0

5,0

0,0

35,0

15,0

15,0

5.

35,0

7,0

41,0

0,0

17,0

0,0

6.

40,0

10,0

10,0

0,0

20,0

20,0

7.

40,0

0,1

39,9

0,0

0,0

20,0

Таблица 2Результаты испытаний ДТ с образцами присадок, состав которых приведен в таблице 1

№ п.п

ДТ/ДТ с присадкой

ЦЧ, ед.

Т-ра помутнения Тп, °C

Т-ра застывания Tз, °C

Предельная т-ра фильтруемости Tф, °C

ΔBB (по сравнению с базовым топливом), %

Диаметр пятна износа, мкм

1.

ГКДТ «ГШЗ»

41

-31

-42

-32

530

2.

ГКДТ «ГШЗ» + №1

51

-35

-48

-40

60

460

3.

ГКДТ «ГШЗ» + №6

55

-37

-50

-22

70

400

4.

ДТ «Л»

45

-5

-10

-6

620

5.

ДТ «Л» + №2

48

-5

-35

-17

60

420

6.

ДТ «Л» + №5 (сравнит.)

51

-5

-35

-16

540

7.

ДТ «Л» + №6

53

-5

-43

-22

75

380

8.

ДТ «Л» + №7 (сравнит.)

53

-5

-10

-6

75

390

9.

ДТ «З-35»

45

-25

-35

-27

540

10.

ДТ «З-35» + №3 (сравнит.)

47

-27

-40

-35

420

11.

ДТ «З-35» + №4

51

-32

-50

-48

60

400

*) Образцы присадок представляли собой 35% концентрат в ДТ;**) Концентрация образцов присадок в ДТ — 0,1% мас.

Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. Обеспечивает упрощение регулирования температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности разработки по подземно-поверхностной системе, а также безопасности ведения работ в горных выработках. Сущность изобретения: при шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти по подземно-поверхностной системе закачку пара ведут в поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти производят через подземные скважины. Оборудуют датчиками контроля температуры устья подземных скважин. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти. 3 ил.

Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных скважин подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, отличающийся тем, что оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.Известен способ добычи высоковязкой нефти с применением тепла. Способ включает бурение в центре элемента разработки вертикальных нагнетательных скважин, вдоль которых располагают горизонтальные добывающие скважины. Вдоль горизонтального ствола бурят вертикальные добывающие скважины, из которых часть скважин располагают в непосредственной близости от горизонтального ствола, вплоть до пересечения с ним. Остальные добывающие вертикальные скважины располагают на расстоянии 3-20 м от их забоев до горизонтального ствола. Закачку пара осуществляют в нагнетательные вертикальные скважины и вертикальные добывающие скважины. Одновременно из добывающих скважин отбирают нефть. После прорыва пара в вертикальные добывающие скважины закачку его прекращают, продолжая отбирать нефть. Скважины после прекращения закачки в них пара и снижения давления на устье также используют для отбора нефти. Через указанные скважины добывается нефть, притекающая к горизонтальным стволам. В случае снижения температуры и дебитов по скважинам проводят следующий цикл закачки пара. После стабилизации температуры в призабойной зоне добывающих скважин на уровне 60-80 deg;С периодическую закачку пара в скважины прекращают и в дальнейшем их используют для отбора нефти (Патент РФ №2046934, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.10.95).Известный способ имеет невысокую нефтеотдачу и темп разработки, а применение способа связано с дорогостоящим бурением множества дополнительных скважин.Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, бурение скважины с поверхности в центр разрабатываемого блока, бурение в подземную галерею контрольной скважины, ее оборудование термодатчиком для контроля температуры в галерее, закачку пара в нагнетательные скважины с поверхности до начала резкого повышения температуры в галерее, прекращение закачки пара, отбор нефти из добывающих скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, повторение циклов закачки пара и отбора нефти, при повышении температуры в подземной галерее до 90 deg;С осуществление закачки воды через контрольную скважину, одновременно отбор нефти через остальные скважины с поверхности до максимально допустимой обводненности (Патент РФ №2143060, кл. Е 21 В 43/24, оп. 1999.12.20 — прототип).Известный способ позволяет регулировать температуру в подземной галерее и предотвращать прорывы пара в существующие горные выработки. Однако способ требует бурения дополнительных скважин. Способ сложен, нетехнологичен, приводит к повышению обводненности добываемой нефти. Регулировка температуры достигается сложным и нерациональным путем заводнения шахты.В предложенном изобретении решается задача упрощения регулировки температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, а также безопасности ведения работ в горных выработках.Задача решается тем, что в способе шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, согласно изобретению оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.Признаками изобретения являются:1. проходка горных выработок;2. бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин;3. оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин;4. закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины;5. прекращение закачки пара при повышении температуры;6. отбор нефти из подземных скважин;7. оборудование датчиками для контроля температуры на устьях подземных скважин;8. использование в качестве датчиков оптических датчиков, регистрирующих температуру добываемой жидкости;9. передача информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер;10. обработка полученной информации;11. передача из компьютера управляющих команд на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин;12. подача или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.Сущность изобретенияПри шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти возникают трудности по выравниванию температуры добываемой жидкости (нефти) на устьях разных добывающих скважин. Выравнивание температуры добываемой жидкости по подземным скважинам способствует равномерной выработке запасов. Регулирование температуры добываемой жидкости по подземным скважинам с помощью регулирования закачки пара по поверхностным нагнетательным скважинам позволяет перейти на безлюдную технологию добычи нефти, с отсутствием обслуживающего персонала в горных выработках, обеспечивающих добычу нефти. Это позволяет повысить температуру прогрева пласта и добываемой нефти и за счет этого повысить нефтеотдачу и темп разработки месторождения.В предложенном способе решается задача упрощения регулировки температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности подземно-поверхностной системы термошахтной разработки, безопасности ведения работ в горных выработках и переход на безлюдную технологию. Задача решается следующим образом.При шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти по подошве продуктивного пласта или ниже ее проходят горную выработку. С поверхности бурят нагнетательные скважины. В зоны забоев поверхностных нагнетательных скважин из подземной галереи бурят парораспределительные скважины. Между парораспределительными скважинами из горной выработки бурят добывающие скважины. С поверхности закачивают пар в нагнетательные скважины и прогревают пласт. В горной выработке отбирают жидкость из подземных скважин и перекачивают ее по нефтепроводу на поверхность или подземный центральный пункт сбора нефти. Для измерения температуры добываемой жидкости проводят оборудование устьев подземных скважин датчиками для контроля температуры добываемой жидкости. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому волоконному кабелю в компьютер, размещенный на поверхности. В компьютере производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие поверхностные нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.Поверхностные нагнетательные скважины обвязывают системой управления, обеспечивающей подключение и отключение их от системы нагнетания. Подземные скважины обвязывают датчиками для замера температуры добываемой жидкости. При повышении температуры добываемой жидкости по подземной скважине выше установленных пределов производят отключение поверхностных нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь с этой подземной скважиной, от системы нагнетания теплоносителя. В результате температура добываемой жидкости по подземной скважине нормализуется. В горных выработках устанавливают только оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Они не требуют обслуживания, а следовательно, эксплуатацию горных выработок можно перевести на закрытый (безлюдный) режим. Безлюдный режим эксплуатации горных выработок, из которых пробурены подземные скважины, позволяет повышать температуру в них до 100 deg;С, что ведет к повышению средней температуры пласта и темпа добычи нефти. Датчики, регистрирующие температуру жидкости, представляют собой зеркало, которое устанавливается на биметаллической пластине. Зеркало и биметаллическая пластина находятся в герметичном корпусе. Датчик крепится к устью подземной скважины. Добываемая жидкость нагревает поверхность скважины. В зависимости от температуры биметаллическая пластина изгибается. По оптическому волоконному кабелю на зеркало подается световой сигнал, а отраженный сигнал попадает на второй оптический волоконный кабель, по которому передается на оцифрователь, связанный с компьютером, находящимся на поверхности. Сигнал оцифровывается в соответствии с мощностью отраженного сигнала. Полученная информация выдается на экран компьютера. С помощью программы производится управление работой поверхностных нагнетательных скважин. Возможен вариант, когда работой поверхностных нагнетательных скважин управляет диспетчер нефтешахты. Использование оптических датчиков и оптико-волоконной связи обеспечивает полную пожарную безопасность в горных выработках при применении этих устройств.Заявленный способ обеспечивает автоматическое регулирование закачкой теплоносителя в нефтяной пласт в зависимости от температуры добываемой жидкости по подземным скважинам, безлюдную эксплуатацию горных выработок, из которых пробурены подземные скважины, позволяет повысить температуру в этих выработках до 100 deg;С, что обеспечивает повышение средней температуры пласта и, соответственно, темпа нефтеотдачи пласта, повышает безопасность работы в нефтяных шахтах.Использование оптических систем для регистрации температуры и передачи информации обеспечивает полную пожарную безопасность при применении их в шахтных условиях, а также они не требуют своего обслуживания, что позволяет перейти на закрытую эксплуатацию разрабатываемых участков.На фиг.1 изображены участок разрабатываемого месторождения и общая схема управления работой скважин. На фиг.2 (разрез по А-А) представлена схема обвязки системой регистрации температуры добываемой жидкости по подземным скважинам. На фиг.3 показано принципиальное устройство датчика температуры.На участке месторождения высоковязкой нефти или природного битума 1, обустроенного для термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, в горных выработках 2 на устьях подземных добывающих и парораспределительных скважин 3 устанавливают датчики температуры 4. На датчики температуры 4 подают сигнал от источника света постоянной мощности 5 по оптическому волоконному кабелю 6. В датчике температуры 4 световой сигнал попадает на зеркало 7, которое укреплено на биметаллической пластине 8. В зависимости от температуры поверхности скважины, которая определяется температурой добываемой жидкости, биметаллическая пластина 8 изгибается, поэтому отраженный световой сигнал, попадающий на приемный оптический волоконный кабель 9, имеет изменяющуюся мощность в зависимости от изгибания биметаллической пластины 8.По оптическому волоконному кабелю 9 отраженный сигнал поступает на оцифрователь 10, который производит перевод сигнала в значение температуры, соответствующей его мощности. Оцифрованный сигнал по системе связи 11 поступает в компьютер 12, где по программе производится его обработка. Информация о температуре добываемой жидкости по подземным скважинам отображается на дисплее компьютера 12.После программной обработки входящего сигнала в компьютер 12 выдается управляющая команда по каналу связи 13 в оцифрователь 10 и далее по каналу связи 14 на устройства (на фиг. не показаны), обеспечивающие открытие или. закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15. Открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15 может также производиться по команде диспетчера нефтешахты.На фиг.1-3 стрелками показаны направления передачи оптического сигнала.Пример конкретного выполненияРазрабатывают участок Ярегского месторождения высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина — 200 м, начальная пластовая температура — 8 deg;С, пластовое давление — 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта — 26 м, пористость коллектора — 26%, проницаемость — 3 мкм2, нефтенасыщенность — 87%, вязкость нефти — 12000 мПа middot;с, плотность нефти — 933 кг/м3.На участке разработки 1 вдоль границы бурят поверхностные нагнетательные скважины 15 с шагом 50 м и подземные (добывающие и парораспределительные) скважины 3. Парораспределительные скважины бурят в зоны забоев нагнетательных скважин 15 из подземной галереи 2. Между парораспределительными скважинами из подземной галереи 2 бурят добывающие скважины. Расстояние между забоями подземных скважин 3 равно 25 м. С поверхности закачивают пар с расходом 200 т/сут. в поверхностные нагнетательные скважины 15 и прогревают пласт. Добываемая жидкость из подземных скважин 3 сливается в нефтесборную канавку, сооруженную в горной выработке 2, которая самотеком транспортируется до участкового сборного пункта, откуда перекачивается по нефтепроводу на поверхность или на подземный центральный пункт сбора нефти.На устьях подземных скважин 3 устанавливают датчики температуры 4. На датчики температуры 4 подают сигнал от источника света постоянной мощности 5 по оптическому волоконному кабелю 6. В датчике температуры 4 световой сигнал попадает на зеркало 7, которое укреплено на биметаллической пластине 8. В зависимости от температуры поверхности скважины, которая определяется температурой добываемой жидкости, биметаллическая пластина 8 изгибается, поэтому отраженный световой сигнал, попадающий на приемное оптическое волокно 9, имеет изменяющуюся мощность в зависимости от изгибания биметаллической пластины 8.По оптическому волоконному кабелю 9 отраженный сигнал поступает на оцифрователь 10, который в зависимости от мощности отраженного сигнала производит перевод сигнала в значение температуры, соответствующей его мощности. Оцифрованный сигнал по системе связи 11 поступает в компьютер 12, где по программе производится его обработка. Информация о температуре добываемой жидкости по подземным скважинам отображается на дисплее компьютера 12.По каждой подземной скважине геолог нефтешахты задает предельные значения температуры добываемой жидкости, которые определяются равномерностью прогрева пласта и интенсификацией добычи нефти по участку. Каждая поверхностная нагнетательная скважина 15 имеет гидродинамическую связь с определенным кругом подземных скважин. С помощью изменения объемов закачки теплоносителя по поверхностным нагнетательным скважинам 15 обеспечивают равномерный прогрев нефтяного пласта и интенсифицируют добычу нефти по участку.После программной обработки входящего сигнала в компьютер выдается управляющая команда по каналу связи 13 в оцифрователь 10 и далее по каналу связи 14 на устройства (на фиг. не показаны), обеспечивающие открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15. Открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15 может также производиться по команде диспетчера нефтешахты.Предложенный способ позволяет перейти на безлюдную шахтную технологию добычи нефти. При выводе обслуживающего персонала из горной выработки 2 температуру рудничной атмосферы в ней можно повышать до 100 deg;С вместо 26 deg;С при ее эксплуатации с обслуживающим персоналом. Это позволяет существенно повысить среднюю температуру пласта до 100 deg;С и более, а соответственно увеличить темп нефтеотдачи пласта и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) до 0,7% вместо 0,54, достигнутом на Ярегском месторождении. По сравнению с прототипом время разработки участка месторождения (до КИН=0,54) снижается с 8 до 6 лет. За счет оптоволоконной техники обеспечена безопасность ведения работ. Себестоимость добываемой нефти снижается на 8%.

Технология доочистки «хвостовых» газов линии

Общая проблема при переработке газов по способу Клауса — наличие в отходящих газах элементной серы, отложения которой создают проблемы при эксплуатации газонапорного оборудования. В частности, это характерно и для линии очистки коксового газа коксохимического производства ОАО ММК. Технологическая схема цеха улавливания химических продуктов коксования № 2, где применена такая схема очистки коксового газа, предусматривает возврат газообразных продуктов разложения аммиака и восстановления серы в газопровод прямого коксового газа перед первичными газовыми холодильниками по трубопроводам «хвостовых» газов. Их отложения, содержащие согласно результатам анализа ~ 30 % серы общей, создают повышенное сопротивление проходу процессных газов. Это приводило к наруКокс и химия 12 2006 21 Хвостовой газ линии Клауса Каталитический конвертер шениям технологического режима Клауса, а попадание элементной серы в газопровод прямого коксового газа негативно сказывалось на эксплуатации газодувных машин. Наличие углеродных отложений с высоким содержанием серы (табл. 1) на роторах газодувных машин приводило к «заклиниванию» ротора после выключения газодув-ной машины из работы. Известное решение этой проблемы — применение Scot-процесса, включающего в себя каталитическую конверсию (гидролиз) хвостового газа линии Клауса с последующим улавливанием сероводорода в скруббере. Проектная особенность линии Клауса коксохимического производства ММК: замкнутый по сероводороду цикл, где хвостовой газ Клаус-переработки возвращается в сырой коксовый газ (проект Krupp-Coppers по технологии «Амосульф»). Это позволяет осуществить гидролиз элементной серы без применения специального сероводородного скруббера1. В данном сообщении представлен пример модернизации линии Клауса по такой технологии2- Коксовый газ_ Кислород ~ Газоподогреватель Насадочный газоохладитель 140-150 С 350-550 °С Вода 140-150 °С Сбросной газ Р и с. 1. Принципиальная технологическая схема узла гидролиза Принципиальная технологическая схема узла гидролиза ЗАО РМК приведена на рис. 1. Узел гидролиза включает стадии (см. рис.1) подогрева хвостового газа линии Клауса до ра- 1 Пат. РФ 2210536, МПК7 С01В 17/04. Заявл. 26.11.2001; опубл. 20.08.2003. Бюл. № 23. 2, Технология серы.-М.: Химия, 1985.- 328 с. Таблица! 14.02.02 04.11.02 02.04.03 30.03.04 18.11.04 Ротор нагнетателя № 10 91,362,0 То же №1186,464,5 »»№1380,862,2 »»№14120,055,0 »»№!!103.052,5 96,3 59,2 Среднее 31,9 39,7 57,2 42,9 1,15 1,32 2,04 2,24 3,82 2,11 4,40 4,17 3,08 4,59 2,50 3,75 Таблица2 Содержание элементной серы в хвостовых газах, г/м3 Температура, «С: в топочной камере подогревателя газа на выходе подогревателя на выходе кат. конвертера на выходе газоохладителя Расход коксового газа в подогревателе, л^/ч Расход технического кислорода, м3/ч 0,50 966 360 366 207 307,3 190 0,05 22 Кокс и химия 12 2006 Коксовый Кислород Вода газ технический Сжатый воздух Насадочный газоохладитель Хвостовой газ Клауса Сбросной газ Сера жидкая | Р и с. 2. Технологическая схема узла гидролиза: 1,2 — точки пробоотбора; 3,4 — термопары Т6303.Т6304; 5,6 — термопары Т6305,Т6306 бочих температур 350-550°С и конверсии серу-содержащих компонентов газа в слое катализатора. Серусодержащий газ, очищенный от элементной серы и охлажденный, возвращается в линию Клауса для дальнейшей переработки. Производительность узла по перерабатываемому газу составляет 7000 м3/ч; выход сбросного газа достигает 12400 м3/ч. Отличительная особенность газоподогревателя узла гидролиза хвостового газа линии Клауса ЗАО РМК заключается в использовании технического кислорода, что позволяет минимизировать объем сбросного газа. Температура газоподогревателя поддерживается в пределах 800-1400 °С за счет сжигания коксового газа в соответствии с экзотермическими реакциями: СН4+202- -2Н20 2H2S + ЗО2- 2Н2О + 2SO2, 2Н2 + О2- 2 Н20, 2СО + О2- 2 СО2. С02,( 1 ) (2) (3) (4) Отходящий газ линии Клауса подогревается продуктами сгорания. Конверсия отходящего газа линии Клауса по целевым реакциям C0 2, (5) (6) (7) (8) COS + H20 — H2S CS2 + 2H20^2H2 S2o2H2S, 2 Н2О S0 3/nS 2H2S осуществляется в конвертере на алюмооксидном (Я.-А1203) катализаторе (защитный ЗАО-К1 + алю-мооксидный CR-31), где газ, подогретый до температуры процесса 350-550°С, пропускается снизу-вверх с объемной скоростью ~1000 ч -1. Для сохранения газодинамического режима эвакуации отходящего газа через существующие газоходы используют насад очный газоохладитель. Схема цепи аппаратов узла гидролиза ЗАО РМК приведена на рис. 2. -1(2) (2) отн. 23, H2S 80 .-а- 60 40 COS I I I 20 150 350 300 *,, C Р и с. З. Температурные зависимости относительного выхода /ZS: карбонилсульфида (д) и сероводорода (п) в каталитическом конвертере Кокс и химия 12 2006 23 Термодинамика процесса обеспечивает (при стехиометрическом по условиям сжигания коксового газа расходе кислорода) равновесные концентрации сероводорода в сбросном газе: eq=0,65^1,33 % (объемн.), что включает от 97,9 до 99,8 % (отн.) всей серы, а практически вся оставшаяся часть (2,09-0,19 %, (отн.) серы присутствует в равновесной системе в виде карбонилсульфида. При среднем исходном распределении серы между серусодержащи-ми компонентами хвостового газа линии Клауса: H2S 69,2 %; COS 11,5 %; SO211,5 %; S 7,6 % (отн.) из результатов равновесных расчетов следует практически полная конверсия диоксида серы, элементной серы и 80 % от исходного карбонилсульфида в сероводород. Работа узла гидролиза, пущенного в эксплуатацию 16.07.2004 г., до 06.09.2004 г. позволила набрать статистически обеспеченный массив данных (на 94 режимах), достаточный для определения его эффективности. Средние значения измеряемых режимных показателей, определенные по выборке на 79 режимах работы за начальный период эксплуатации узла гидролиза, приведены в табл. 2. Эффективность работы узла гидролиза анализировали в зависимости от температуры в слое катализатора. Температуру определяли (период 16.07.2004-15.08.2004 г.) по показаниям термопар Т3603 и Т6304 на входе в слой катализатора и термопар Т6305, Т6306 — на выходе из слоя катализатора каталитического конвертера (рис. 3). Точки при температуре tc = 140 °С соответствуют исходным содержаниям в хвостовом газе линии Клауса цеха улавливания № 2 ЗАО РМК. Из представленных на рис. 3 данных можно отчетливо выделить область основных рабочих режимов (tc = 340^-370 °С) и диапазон «низких» температур (tc 340 °С), являющийся следствием кинетических ограничений конверсии — как для сероводорода, так и для COS. С ростом температуры растет и наблюдаемая генерация сероводорода. Дальнейшее повышение температуры в конвертере (в диапазоне 340-370 °С) не дает заметного увеличения конверсии, что может означать завершенность гидролиза элементной серы, присутствовавшей в исходном газе, и превалирование обратных реакций. Так, происхождение экстремальных при t » 345 °С значений: {(2)/2S(2)}™« 5% можно объяснить началом термического разложения сероводорода. Следовательно, в диапазоне рабочих температур катализатора (340-360 °С) в каталитическом конвертере узла гидролиза достигается полная переработка элементной серы в сероводород при конверсии карбонилсульфида на 70-85 % и диоксида серы — на 63-65 % (отн.). Срабатывание элементной серы в узле гидролиза подтверждает отсутствие отложений элементной серы внутри и на выходе аппаратов: каталитического конвертера, охладителя газа и газоходов узла гидролиза, выявленное в результате прямого обследования. В итоге сбросной газ на выходе из узла гидролиза содержит серу в виде диоксида серы до 3 % (отн.), серооксида углерода 10 % (отн.) и сероводорода 85 % (отн.), что обеспечивает его повторное использование и снижение безвозвратных потерь в окружающую среду серусодержащих компонентов. Выводы 1.. Разработанная технология доочистки 2.хвостовых газов линии Клауса1 не требует специ 3.альной стадии доочистки от сероводорода, что уп 4.рощает, ускоряет и удешевляет ее внедрение. 5.Каталитический конвертер при 340-360 °С 6.обеспечивает полную очистку хвостового газа ли 7.нии Клауса от элементной серы, снижение через 8.рецикл сероводорода потерь серусодержащих 9.компонентов и повышение эффективности линии 10.Клауса. 11.. Очистка хвостового газа линии Клауса 12.от элементной серы позволила решить проблему 13.неустойчивой работы машинного зала цеха улав 14.ливания № 2 коксохимического производства 15.ММК из-за образования углеродных отложений 16.с высоким содержанием серы на роторах газодув- 17.ных машин. 18.Данная технология может быть применена 19.в коксохимической, нефтегазовой промышлен 20.ности, черной и цветной металлургии на стадии 21.очистки отходящих газов по способу Клауса. При 22.этом снижается количество серусодержащих вы 23.бросов в окружающую среду.

Оптимизация процессов получения синтез-газа с

Инженер ФГУП НКТБ «Феррит». Непосредственно принимает участие в экономическом обосновании разрабатываемых технологий по энергоресурсосбережению, разработке схем и систем утилизации отходов сельскохозяйственного производства через их преобразование в синтез-топливо, техническом сопровождении работы вычислительной техники, проектировании лабораторных установок для проведения экспериментов и исследований процессов наводороживания. International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 6 (86) 2010 © Scientific Technical Centre «TATA», 2010 Так ли хорошо мы обеспечены нефтяными ресурсами Обеспеченность энергоресурсами является обязательным условием развития экономики любой страны. На круговой диаграмме приведено примерное соотношение мирового потребления различных энергоресурсов.Из диаграммы (рис. 1) видно, что именно нефть является в настоящее время основным и наиболее востребованным энергоресурсом. Наиболее ярко выражена нефтяная зависимость транспортного комплекса. В настоящее время мировой автопарк составляет порядка 900 млн ед. и приблизительно на 30% состоит из грузовых автомобилей, а на 70% — из легковых и автобусов. Каждый год в мире производится 40-45 млн автомобилей, причем порядка 25 млн заменяют выводимые из эксплуатации транспортные средства, а 20 млн составляют ежегодный прирост мирового автопарка. Подсчитано, что в среднем один автомобиль потребляет 2,2 т бензина (дизтоплива) в год. Таким образом, весь мировой автопарк потребляет порядка 2 млрд т топлива, на изготовление которого в зависимости от глубины переработки требуется от 6 до 8 млрд т нефти. С другой стороны, доказанные мировые запасы нефти составляют около 140 млрд т: 78% приходится на страны ОПЕК (Организация стран-экспортеров нефти — Organization of Petroleum Exporting Countries), 6 — на страны СНГ, включая Россию, 3 -США, 1 — Норвегию. Согласно исследованиям, проведенным компанией «British Petroleum», мировых запасов нефти хватит менее чем на 40 лет, причем прогнозы по полной выборке российской нефти колеблются в пределах 15-25 лет. Безусловно, фактическое потребление «черного золота» будет зависеть от темпов роста мировой экономики, и прежде всего экономик США, Китая, Японии и Европы, внедрения энергосберегающих технологий и технологий, повышающих глубину переработки нефти. Уже сейчас абсолютно ясно, что XXI век станет закатом нефтяной эры. Снижение темпов нефтедобычи в ряде стран, включая Россию, и снижение ее рентабельности наблюдается уже сегодня. Все это является первопричиной увеличения стоимости нефтепродуктов и, как следствие, накладывает определенные ограничения на развитие экономик отдельных стран и мировой экономики в целом. Данное обстоятельство, с учетом того, что 80% механической энергии, которую использует в своей деятельности человек, вырабатывается двигателями внутреннего сгорания, заставляет уже сегодня серьезно задуматься об альтернативном источнике энергии, не нефтяного происхождения. В последнее время большое количество зарубежных научно-исследовательских центров моторостроительных фирм проводят исследования, направленные на экономию топлива и замену традиционных жидких углеводородных топлив новыми видами. Альтернативные виды топлива можно классифицировать следующим образом: • ·по составу: углеводородно-кислотные (спирты), эфиры, эстеры, водородные топлива с добавками; • ·по агрегатному состоянию: жидкие, газообразные, твердые; • по объемам использования: целиком, в качестве добавок; • по источникам сырья: из угля, торфа, сланцев, биомассы, горючего газа, электроэнергии и др. Все новое — это забытое старое Процесс освоения производства альтернативных видов топлива начался в предвоенной Германии. Она была лишена доступа к нефтяным источникам, вследствие чего назревал жесткий дефицит топлива, необходимого для функционирования мощной военной техники. Располагая значительными запасами ископаемого угля, Германия была вынуждена искать пути его превращения в жидкое топливо. Эта проблема была успешно решена усилиями превосходных химиков, из которых прежде всего следует упомянуть Франца Фишера, директора Института кайзера Вильгельма по изучению угля. В 1926 г. была опубликована работа Ф. Фишера и Г. Тропша «О прямом синтезе нефтяных углеводородов при обыкновенном давлении», в которой сообщалось, что при восстановлении водородом монооксида углерода при атмосферном давлении в присутствии различных катализаторов (железо — оксид цинка или кобальт — оксид хрома) при 270 °С получаются жидкие и даже твердые гомологи метана. Так возник знаменитый синтез углеводородов из монооксида углерода и водорода, называемый с тех пор синтезом Фишера — Тропша. Смесь CO и H2 в различных соотношениях, называемая синтез-газом, легко может быть получена как из угля, так и из любого другого углеродсодержащего сырья. Следует отметить, что к моменту разработки синтеза Фишера — Тропша существовал другой способ получения жидкого топлива — не из синтез-газа, а непосредственно из угля прямой гидрогенизацией. В этой области значительных успехов добился также немецкий химик Ф. Бергиус, который в 1911 г. получил из угля бензин. Справедливости ради необходимо отметить, что синтез Фишера — Тропша возник не на пустом месте — к тому времени существовали научные предпосылки, которые базировались на достижениях органической химии и гетерогенного катализа. Еще в 1902 г. П. Сабатье и Ж. Сандеран впервые получили метан из СО и H2. В 1908 г. Е. Орлов открыл, что при пропускании монооксида углерода и водорода над катализатором, состоящим из никеля и палладия, нанесенных на уголь, образуется этилен. Промышленность искусственного жидкого топлива достигла наибольшего подъема в годы второй мировой войны. Достаточно сказать, что синтетическое топливо почти полностью покрывало потребности Германии в авиационном бензине. После 1945 г. в связи с бурным развитием нефтедобычи и падением цен на нефть отпала необходимость синтеза жидких топлив из СО и Н2. Наступил нефтехимический бум. Однако в 1973 г. разразился нефтяной кризис -нефтедобывающие страны ОПЕК резко повысили цены на сырую нефть, и мировое сообщество вынуждено было осознать реальную угрозу истощения в обозримые сроки дешевых и доступных нефтяных ресурсов. Энергетический шок 70-х годов возродил интерес ученых и промышленников к использованию альтернативного нефти сырья. Из материального баланса брутто-реакции следует, что массовый выход конечного продукта не может превышать 89%. Реакция 1 напрямую неосуществима. Конверсия газа в жидкое топливо (КГЖ) проходит через ряд технологических стадий (рис. 2). При этом в зависимости от того, какой конечный продукт необходимо получить, выбирается тот или иной вариант процесса. Природньт газ f- Получение ІМІПС! I я:я O СС_ + 2Н2 5 Реакция Фишера Тропша I «СО + 2лН2 . > ( ,н;,«)) г 1 1 Метанол, днметиловый эфир 1 Каталитическая конверсия продукты Средний дистиллят Керосин, дштоплив о Разгонка (получение товарного продукта) Высокооктановый бензин Рис. 2. Схема конверсии синтез-газа в жидкие продукты Fig. 2. The scheme of conversion of synthesis gas into liquid products Получение синтез-газа Сегодня конверсия природного газа в жидкие продукты (моторное топливо и более ценные продукты тонкого органического синтеза) — одна из наиболее динамично развивающихся областей химической и газохимической промышленности. При получении жидкого топлива на основе синтеза Фишера — Тропша разнообразные соединения углерода (природный газ, каменный и бурый уголь, тяжелые фракции нефти, отходы деревообработки) конвертируют в синтез-газ (смесь СО и Н2), а затем он превращается в синтетическую «сырую нефть» — синтнефть. Это смесь углеводородов, которая при последующей переработке разделяется на различные виды практически экологически чистого топлива, свободного от примесей соединений серы и азота. Достаточно добавить 10% искусственного топлива в обычное дизельное, чтобы продукты сгорания дизтоплива стали соответствовать экологическим нормам. Еще более эффективной представляется конверсия газа в дорогостоящие продукты тонкого органического синтеза. (реакция 1) Конверсию газа в моторное топливо можно в целом представить как превращение метана в более тяжелые углеводороды: 2иСН4 + 1/2иО2 = СиН2и + иН2О Все технологически реализованные процессы КГЖ объединяет первая стадия — стадия получения синтез-газа. Критерием качества синтез-газа являются объемное (мольное) соотношение СО и Н2 и наличие примесей (азота, углекислоты, сернистых соединений и др.). Синтез-газ из природного газа получают с помощью технологических процессов, которые можно разделить на две большие группы: парциальное окисление метана СН4 + 1/2О2 = СО + 2Н2 — 10,62 ккал/моль (реакция 2) и паровой риформинг СН4 +H2O = СО + 3Н2 + 54,56 ккал/моль. (реакция 3) Реакции (2) и (3) могут протекать в термическом и термокаталитическом режимах. Как правило, термокаталитические процессы дают более качественный конечный продукт с меньшим числом таких побочных продуктов, как вода и диоксид углерода. В каждой из этих реакций образуется СО2, который вступает в реакцию с метаном: СН4 + СО2 = 2CO + 2Н2 + 62,05 ккал/моль. (реакция 4) Этот процесс, с одной стороны, позволяет использовать избыток СО2, образующийся в других технологических процессах, и, с другой стороны, International Scientific Journal for Alternative Energy and Ecology № 6 (86) 2010 служит рычагом управления составом синтез-газа, получаемого при реакциях 2 и 3. Для производства ценных продуктов на следующих стадиях необходим синтез-газ с соотношением оксида углерода и водорода, равным приблизительно 1:2, и минимальным количеством балластных газов (СО2, азота и др.). Стоимость установки для конверсии природного газа в синтез-газ составляет около 60% суммарной стоимости завода КГЖ. Приблизительно половина мирового рынка синтез-газа принадлежит американской фирме «Эйр Продактс». За последние 11 лет объемы синтез-газа, производимого этой компанией, выросли в 10 раз и составляют сегодня 36,5 млн м3 в год при общем объеме рынка в 76,6 млн м3 в год (указанные цифры соответствуют объемам газа, приведенного к нормальным условиям). Синтез Фишера — Тропша Синтез Фишера — Тропша можно рассматривать как восстановительную олигомеризацию монооксида углерода в результате сложной комбинации реакций, которая в брутто-форме имеет следующий вид: nCO + (2n+1)H = C„H2^2 + ИН2О (реакция 5) 2nCO + nH2 = CnH2n + nCO2 Состав конечных продуктов зависит от катализатора, температуры и соотношения СО и Н2. На металлоокисном катализаторе получают метанол с примесью этанола и диметилового эфира — это основной процесс получения метанола в мире. Обычная мощность метанольных заводов составляет около 0,5 млн т в год (Новомосковское ПО «АЗОТ»; кобальтовый катализатор). Для производства моторных топлив метанол перерабатывается в диметило-вый эфир и далее в смесь разветвленных предельных углеводородов (процесс Mobil GTG в Мауи, Новая Зеландия; кобальтовый катализатор). На кобальтово-цинковых катализаторах, обладающих гидрирующей активностью, получают смесь линейных алканов (процесс AGC-211 в Бинтулу, Малайзия). На железном катализаторе получают смесь линейных и разветвленных алканов и алкенов (перспективный процесс Рентех). На кобальтовых или родиевых катализаторах при давлении выше 10 МПа и температуре в диапазоне 140-180 °С алкены взаимодействуют с синтез-газом и превращаются в альдегиды — важнейшие полупродукты в производстве спиртов, карбоновых кислот, аминов, многоатомных спиртов и др. Мировое производство альдегидов по такой технологии (оксо-синтез) достигает 7 млн т в год. Одно из важных современных направлений научного поиска в области синтеза Фишера — Тропша состоит в получении кислородсодержащих продуктов. Введение таких соединений в количестве 1% в дизельное топливо снижает содержание сажи в продуктах сгорания на 4-10%. Особенности реализации технологии КГЖ 1. . Как упоминалось выше, стоимость установки для получения синтез-газа составляет около 60% суммарной стоимости завода КГЖ. Поэтому во всем мире главной целью технологов, занимающихся конверсией газа в жидкое топливо, было и остается снижение себестоимости этих установок и повышение эффективности конверсии природного газа в синтез-газ заданного состава.Однопроходные установки для получения синтез-газа позволяют иметь степень конверсии природного газа до 65-70%. Повысить это значение можно путем добавления в сырьевой газ углекислоты, выделяемой из отходящих газов других технологических процессов. В этом случае удается добиться 90%-й конверсии. Риформеры, утилизирующие диоксид углерода, метан и водяной пар, производятся, например, фирмами «Мидрекс Текнолоджиз» (США), «Лурги и Линде АГ» (Германия), «Эр Ликид» (Франция). Имеется ряд отечественных разработок таких установок, доведенных до лабораторных образцов. 2. . Суммарный выход конечных продуктов на заводах КГЖ сегодня достигает 76-77%. Это — ключевой параметр экономичности производства. На рис. 3 показана зависимость срока окупаемости типичного завода КГЖ от выхода конечных продуктов из 1 т природного газа. При выходе конечных продуктов менее 62-64% заводы КГЖ практически не окупаются, но при значениях этого параметра более 70% фактически единственным средством сокращения сроков окупаемости проекта является снижение капитальных затрат. 2.2. Инвестиции в альтернативную энергетику -инвестиции в будущее В настоящее время в различных странах мира началась реализация нескольких крупных инвестиционных проектов по строительству заводов по производству синтетических топлив из природного газа. Так, Shell заключила с Qatar Petroleum соглашение о строительстве завода в Катаре производительностью 140 000 баррелей в день. Первая очередь вступила в строй в 2009 г. с производительностью 70 000 баррелей в день. Размер инвестиций Shell составит $5 млрд. Разработка проекта поручена японской компании JGC, которая будет работать во взаимодействии с британской Kellogg Brown and Root. Проект Shell в Катаре тесно связан с совместным проектом Shell и Toyota по созданию автомобилей со сверхмалой эмиссией вредных веществ в выхлопных газах. Синтетическое топливо по технологии Shell является топливом с низким содержанием соединений серы. На исследования в области синтетических топлив в течение последнего десятилетия компания Shell потратила несколько сотен миллионов долларов. Согласно соглашению между Qatar Petroleum и Sasol International (Южно-Африканская Республика) в 2005 г. вступил в действие завод производительностью 24 000 баррелей в день. Инвестиции в проект составили $800 млн, разработка проекта стоимостью $30 млн была осуществлена британской компанией Foster Wheeler. К концу текущего десятилетия планируется увеличить производительность этого завода до 120 000 баррелей в день. Природный газ для завода будет поставляться в рамках North Field ExxonMobil s Enhanced Gas Utilization project. Фирма Canada s Ivanhoe Energy закончила исследования проекта строительства завода мощностью 156 000 баррелей в день. Фирма имеет лицензию на использование технологии компании Syntroleum. Qatar Petroleum в настоящее время увеличивает свои усилия в на

Способ разработки нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной, однородной или неоднородной залежи нефти. Способ разработки нефтяной залежи включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочей смеси через нагнетательные скважины. Во время закачки добывающие скважины останавливают, после чего осуществляют технологическую выдержку 24-48 часов. Затем пускают добывающие скважины. Состав рабочей смеси включает молочную сыворотку и ионизированную воду в соотношении 60:1 по объему, соответственно, Технический результат изобретения — повышение нефтеотдачи пласта, увеличение коэффициента вытеснения нефти. 1 ил.

Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочей смеси через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что в состав рабочей смеси входят молочная сыворотка и ионизированная вода в соотношении 60:1 по объему соответственно, причем во время закачки добывающие скважины остановлены, а после закачки осуществляется технологическая выдержка 24-48 ч, затем пускаются добывающие скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной, однородной или неоднородной залежи нефти.Известен способ повышения нефтеотдачи во вторичной добыче нефти, включающий закачку в пласт биореагента — сточных вод молочнокислого производства, которые вводят в количестве 5-15% от объема пластовой воды. (Авт. свид. СССР №1652337, кл. Е21В 43/22, 1991).Известный способ не позволяет существенно увеличить нефтеотдачу из-за недостаточного содержания реагентов снижающих поверхностное натяжение на границе нефть-горная порода.Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и биореагента через нагнетательные скважины в циклическом режиме «биореагент — рабочий агент», причем дополнительно после каждого цикла производят технологическую выдержку в течение 15-60 часов, а соотношение объемов закачки биореагента и рабочего агента устанавливают равным (6-0,15):1. В качестве биореагента используют состав, включающий азот-, калий-, фосфорсодержащие соли, воду и молочную сыворотку. (Патент РФ №2079642, кл. 6 Е21В 43/22, 1997).По промысловым исследования выяснилось, что известный способ не позволяет существенно увеличить нефтеотдачу пласта, кроме того, стоимость реагентов относительно высока.Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку в пласт через скважину водного раствора, содержащего диаммоний фосфат ДАФ, и молочной сыворотки и отбор нефти через добывающую скважину, дополнительно закачивают водный раствор целлюлозосодержащего материала ЦСМ, причем водные растворы ЦСМ и ДАФ закачивают вместе или раздельно в циклическом режиме, а затем закачивают молочную сыворотку и осуществляют технологическую выдержку. (Патент РФ №2263772, кл. 7 Е21В 43/22, 2004).Известный способ относительно дорог в реализации, кроме того, существует риск образования сероводорода в пласте в результате процесса жизнедеятельности бактерий.Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и органического субстрата через нагнетательные скважины. (Авт. свид. СССР №1008425, кл. Е21В 43/22, 1985).Недостатком прототипа является недостаточная нефтеотдача из-за низких концентраций реагентов, влияющих на снижение сил поверхностного натяжения на границе нефть-горная порода.Основной задачей, на решение которой направлен заявленный способ, является повышение нефтеотдачи пласта и увеличение коэффициента вытеснения нефти.Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пласта относительно недорогими (почти бесплатными, ввиду того, что молочную сыворотку большинство молокозаводов сливает в промышленную канализацию) реагентами, увеличение коэффициента вытеснения нефти и снижение сил поверхностного натяжения на границе нефть-горная порода. Как следствие увеличивается коэффициент извлечения нефти и коэффициент нефтеотдачи.Указанный технический результат достигается, путем закачки в пласт через нагнетательные скважины рабочей смеси. В состав рабочей смеси входят молочная сыворотка и ионизированная вода в соотношении 60:1 по объему соответственно, причем во время закачки добывающие скважины остановлены, а после закачки осуществляется технологическая выдержка 24-48 часов, затем пускаются добывающие скважины.Схема приготовления раствора молочной сыворотки и ионизированной воды, а также схема заводнения пласта представлены на чертеже. На чертеже обозначены: емкость с молочной сывороткой 1, ионизационная емкость 2, камера смешения 3, напорный трубопровод 4, нагнетательная скважина 5, добывающие скважины 6.Способ интенсификации добычи нефти основан на содержании в молочной сыворотке ПАВ, способных снижать силу поверхностного натяжения на границе нефть-горная порода. Из емкости 1 молочная сыворотка поступает в камеру смешения 3, куда также подается вода, прошедшая ионизацию в ионизационной емкости 2. Присутствие в растворе ионизированной воды в количестве 1,64% необходимо и достаточно для нейтрализации всей микрофлоры, содержащейся в молочной сыворотке. Нейтрализовать действие микрофлоры необходимо во избежание образования в пласте продуктов жизнедеятельности бактерий. По напорному трубопроводу 4 раствор подается в нагнетательную скважину 5, а добывающие скважины 6 в этот момент остановлены. После закачки и технологической выдержки пускаются в работу добывающие скважины.

Опыт применения программных комплексов для

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ РАСЧЕТА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕПРОВОДОВ, ПРОКЛАДЫВАЕМЫХ НА ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ Анализируется взаимодействие многолетнемерзлых грунтов с нефтепроводом, перекачивающим нефть с положительной температурой. Описано несколько методик расчета теплового взаимодействия нефтепроводов и ММГ. Приведен обзор ряда программных комплексов, позволяющих смоделировать термопросадку мерзлого грунта при образовании ореола оттаивания вокруг нефтепровода и ее влияние на напряженно-деформированное состояние подземного магистрального нефтепровода. В заключительной части статьи уделено внимание разработке методики расчета напряженно-деформированного состояния нефтепровода при оттаивании ММГ. Подземные магистральные трубопроводы. М. : Недра, 1982. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. М. : ГУП ЦПП, 2002. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. РСН 67-87. Инженерные изыскания для строительства. Составление прогноза измерений температурного режима вечномерзлых грунтов численными методами / Госстрой РСФСР. М., 1988. Р 609-86. Рекомендации по прогнозированию динамики теплового и механического взаимодействия трубопроводов с промерзающими и протаивающими грунтами / ВНИИСТ. М., 1987. ГОСТ 20276-99. Методы полевого определения характеристик прочности и деформируемости. РД-75.180.01-КТН-027-11. Методика расчета установки опор на технологических и магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах. Руководство по проектированию оснований и фундаментов на вечномерзлых грунтах / НИИОСП им. . М. : Стройиздат, 1980. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. М. : Недра, 1991. Механика мерзлых грунтов. М. : Высшая школа, 1973. РД-23.040.010-КТН-222-10. Методика расчета на прочность и устойчивость линейных участков магистральных нефтепроводов диаметром 530-1220 мм при ремонте с подъемом и поддержкой трубоукладчиками. СП 14.13330.2011, СНиП II-7-81*. Актуализированная редакция. Строительство в сейсмических районах / Минрегион России. 2010. ГОСТ 20522-96. Методы статистической обработки результатов испытаний. СП 20.13330.2011, СНиП 2.01.07-85*. Актуализированная редакция. Нагрузки и воздействия / Минрегион России. 2010. Borodavkin P.P., Underground main pipelines, Moscow, Nedra, 1982. SNiP 2.05.06-85 (Construction rules and regulations. Main pipelines. State Committee for Construction, Architecture and Housing policy), Moscow, GUP TsPP, 2002. SNiP 2.02.04-88 (Construction rules and regulations. Foundations on permafrost soils). RSN 67-87 (Engineering surveys for building. Determination of temperature condition of permafrost soils by means of numerical methods, Moscow, 1988). R 609-86 (Recommendations on forecasting dynamics of heat and mechanical interaction of pipelines with frosting and thawing soils. VNIIST, Moscow, 1987). GOST 20276-99 (National Standard. Soil. Field methods for determining the strength and strain characteristics). RD-75.180.01-KTN-027-11 (Guiding Document. Installation of sup-porting assemblies for process and main oil and oil products pipelines). Design guidelines in foundation engineering on permafrost soils, Gersevanov Research Institute of Foundations, Subsoils and Underground Structures, Moscow, Stroiizdat, 1980. Aibinder A.B., Durability and stability calculation of main and process pipelines, Moscow, Nedra, 1991. Tsytovich N.A., Mechanics of frozen soils, Moscow, Vysshaya shkola, 1973. RD -23.040.010-KTN-222-10 (Guiding Document. Calculation technique for durability and stability of linear segments of 530-1220 mm main pipelines during repair by means of pipe-layers). SP 14.13330.2011, SNiP II-7-81 (Updated edition. Building in seismic areas, Ministry of Economic Development of Russia, 2010). GOST 20522-96 (National Standard. Soils. Statistical treatment of the test result) . SP 20.13330.2011, SNiP 2.01.07-85 (Updated edition. Loads and effects, Ministry of Economic Development of Russia, 2010).

Резервуары больших объемов для хранения

Технико-экономические показатели, анализ работы построенных резервуаров больших объемов подтверждают целесообразность дальнейшего расширения строительства резервуаров вместимостью 50000 и 100000 м3 с плавающей крышей. В связи с резким увеличением тоннажа танкеров резервуары больших объемов для нефти и нефтепродуктов рационально сооружать не только на нефтеперерабатывающих заводах, но и на крупных морских терминалах. Тенденция к укрупнению резервуаров для нефти и нефтепродуктов, особенно в портовых и крупных перевалочных нефтебазах, наблюдается за рубежом. В настоящее время за рубежом построены резервуары объемами 100000 и 150000 м3, сооружаются опытные резервуары объемом 200000 м3 с плавающей крышей. Строительство резервуаров больших объемов в США, Японии, Германии, Нидерландах и других странах объясняется необходимостью создания запасов сырой нефти из-за непостоянства ее поставок по многим причинам, в первую очередь, из стран-экспортеров нефти. Authors demonstrate that the construction of big-volume storage tanks (50000/100000/ 200000 m3) for oil and oil products is advantageous. Economic efficiency of using 100000 m3 tanks becomes evident, when tank farms and not individual tanks are compared with account for capital costs including cost of the tanks, compensation of the cost of territory, cost of service lines, and working costs. Внедрение вертикальных цилиндрических резервуаров больших объемов (50000 м3 и более) обеспечивает: •·снижение на 2.. .3 кг расхода стали •на 1 м3 вместимости; •сокращение на 25…30 % террито •рии застройки; •увеличение на 10…20 лет срока •службы резервуаров вследствие сниже •ния коррозионного износа; •·сокращение на 20…50 % расходов •на антикоррозионную защиту и окраску; •·сокращение до 50 % капитальных •затрат на подводящие трубопроводы и •оборудование (задвижки, люки, измери •тельную арматуру и др.); •снижение на 20… 30 % трудовых зат •рат при изготовлении и монтаже; •· •·46 •·(71) 2008 •·Резервуары и резервуарные парки •·сокращение на 30…50 % стоимости •фундаментов; •·сокращение на 40…50 % расходов •на обслуживание. Сопоставление технико-экономических показателей строительства и эксплуатации разных типов резервуаров дает возможность выяснить их преимущества. Экономическая эффективность от использования резервуаров емкостью 100000 м3 хорошо видна при сравнении между собой не отдельных резервуаров, а целых резервуарных парков с учетом капитальных затрат, включая стоимость самих резервуаров, компенсацию стоимости территории, стоимость коммуникаций, эксплуатационные расходы, учитывая стоимость потерь нефтепродуктов. Приводим пример из зарубежной практики, где сопоставляются между собой разные варианты компоновки ре-зервуарного парка нефтебазы Голландии общей емкостью 400 тыс. м3. Были рассмотрены 5 вариантов компоновки нефтебазы: I- 4 резервуара емкостью по 100 тыс. м3; II- 6 резервуаров емкостью по 67 тыс. м3; III- 8 резервуаров емкостью по 50 тыс. м3; IV-10 резервуаров емкостью по 40 тыс. м3; V — 20 резервуаров емкостью по 20 тыс. м3. В таблице 1 приведены пять типов резервуаров, отличающихся по номинальному объему. Необходимо сравнить их между собой по ряду показателей, приведенных в таблице, для определения экономической эффективности их использования. Однако экономическая эффективность определяется при сравнении не отдельных резервуаров, а целых резервуарных парков. Поэтому выше были рассмотрены 5 вариантов компоновки нефтебазы. Расчеты показывают, что при строительстве 20-ти резервуаров емкостью по 20 тыс. м3 расход металла на 1 м3 вместимости составляет 0,46 т, а при строительстве 4-х резервуаров емкостью по 100 тыс. м3 — 0,06 т. При этом снижается стоимость монтажных работ, что влияет на конечную стоимость резервуара. Такая экономия имеет место при строительстве резервуаров больших объемов (50 тыс. м3 и более). Также сокращается территория застройки. Так, при строительстве 4-х резервуаров емкостью по 100 тыс. м3 занимаемая ими площадь равна 24704 м2, не считая территорию инфраструктуры, а при строительстве 20-ти резервуаров емкостью по 20 тыс. м3 — 25000 м2, не считая территорию инфраструктуры. Таблица 1 — Технико-экономические показатели строительства и эксплуатации резервуаров Номинальный объем резервуара, тыс. мРасход металла на 1 м3, тЗанимаемая площадь, м2Суммарные годовые расходы по потерям и хранению, руб./м3Нормативная эффективность капиталовложений, изготовления и монтажа, руб./м3Суммарные затраты на 1 м3 объема, руб./год 200,02312500,430,4379,96 400,02225420,460,3759,81 500,01728920,510,3239,66 670,01635240,530,3118,94 1000,01561760,580,2978,46 1 (71) 2008 47 Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов Из таблицы видно, что суммарные затраты на 1 м3 объема снижаются по мере увеличения емкости резервуаров. Это снижение более четко прослеживается при строительстве резервуарных парков. Так, при строительстве 20-ти резервуаров емкостью по 20 тыс. м3 суммарные затраты на 1 м3 объема составляют 199,2 руб./год, а при строительстве 4-х резервуаров емкостью по 100 тыс. м3 -33,84 руб./год. Сравнительная стоимость вариантов выглядит следующим образом: ВариантыСтоимость I100 % II107 % III109 % IV119% V141 % Выводы Экономическая эффективность от использования резервуаров больших объемов хорошо видна при сравнении между собой не отдельных резервуаров, а целых резервуарных парков с учетом капитальных затрат, включая стоимость самих резервуаров, компенсацию стоимости территории, стоимость коммуникаций, эксплуатационные затраты. Стоимость строительства 4-х резервуаров емкостью по 100 тыс. м3 в 1,4 раза ниже стоимости сооружения 20-ти резервуаров емкостью по 20 тыс. м3.

Некоторые особенности заканчивания и вторичного

период с 1996 г. по настоящее время на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» произведена реанимация 255 высокообводненных, низкодебитных, аварийных скважин методом зарезки боковых стволов. До 2005 г. в основном бурились боковые стволы с горизонтальным окончанием (БГС). Это объясняется как эффективностью горизонтального бурения в целом, так и выбором заказчиком изолированных объектов, что является благоприятным условием для проводки горизонтальных стволов (нефтяные залежи турнейского яруса и верейского горизонта). В настоящее время основной объем зарезки боковых стволов производится на крупнейшем в Удмуртской Республике Чутыро-Киенгопском месторождении, находящемся пластов, но и наличием газовой шапки в кровельной части Газонасыщенные пласты Рис. 1. Расширка бокового ствола Рис. 2. Конструкция низа «хвостовика» 102 мм центровке составляет 34,9 мм, а за 102 мм «хвостовиками» — 10,9 мм в нерасширенных участках и 22,0 мм — в расширенных участках. В конце 2005 г. и в 2006 г. в ОАО «Удмуртнефть» проведены опытные работы по вторичному вскрытию пластов гидромеханической щелевой перфорацией (ГМЩП). Краткая суть данной технологии: перфоратор спускается в скважину на колонне НКТ, геофизическими методами ГК, ЛМ привязывается к намеченному интервалу перфорации, знакопеременными движениями колонны НКТ вверх-вниз резцом перфоратора вырезается щель толщиной 10 — 12 мм в обсадной колонне, повышением давления нагнетания промывочной жидкости через гидромониторные насадки до 15 МПа производится размыв цементного камня и горной породы. Перфорацию можно производить как на технической воде, так и на промывочных жидкостях на нефтяной основе. Наличие циркуляционного клапана, расположенного над перфоратором, предполагает возможность проведения различных обработок пласта без подъема перфоратора. Суммарная площадь вскрытия пласта при данной технологии в 5-10 раз больше, чем при кумулятивной перфорации. Отсутствие ударной волны и, как следствие, минимальное воздействие на цементный камень являются главным достоинством ГМЩП при зарезке боковых стволов в условиях башкирской залежи. Во всех 6-ти БННС, где применялась данная технология, получены притоки нефти дебитом 15 — 30 т/сут. при минимальной обводненности. В ближайшем будущем технология ГМЩП будет апробирована и при бурении новых наклонно-направленных скважин на Киенгопском участке Чутыро-Киенгопского месторождения.

К определению пластового давления при

О пределение пластового давления рпл необходимо при проектировании, контроле и регулировании процесса разработки нефтяной залежи. В зонах отбора жидкости „ш определяют при гидродинамических исследованиях (ГДИ) добывающих скважин путем его измерения с помощью глубинных манометров или применения расчетных методов. Процесс восстановления давления при проведении ГДИ зависит от пьезопроводности пласта в зоне, прилегающей к исследуемой скважине (зона дренирования пласта скважиной). В низкопроницаемых карбонатных коллекторах порового и тре-щинно-порового типов при повышенной вязкости нефти восстановление давления может продолжаться до 10-30 сут и более. При длительном восстановлении давления результаты последующего его измерения мало или практически не отличаются от предыдущих значений и принимаются в качестве восстановленного пластового давления, используемого при обработке данных исследований. В статье анализируются результаты обработки данных, полученных при ГДИ добывающих скважин, эксплуатирующих залежь нефти в карбонатных отложениях Рассветного месторождения (Пермское Прикамье). Исследования и обработка данных выполнены ООО «Универсал-Сервис» при пластовых давлениях, принятых равными последним измеренным значениям, т.е. без оценки степени восстановления пластового давления. Карбонатный коллектор залежи характеризуется средней пористостью по пласту Бш1 — 13,4 %, пласту Бш2 — 15,9 %, средней проницаемостью — соответственно 0,078 и 0,095 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 34,7 мПа-с, газосодержание — 18,1 м3/т при давлении насыщения 10,9 МПа. В части скважин пласты Бш1 и Бш2 эксплуатируются совместно. В табл. 1 приведены данные, полученные при снятии кривой восстановления давления (КВД) в скв. 469. Для двух последних измерений получены одинаковые значения забойного давления, которые были приняты в качестве рпл при обработке КВД. Исследования продолжались 57 сут. Данные, полученные при ГДИ, были повторно обработаны с учетом степени восстановления пластового давления. При обработке данных по методу произведения для скв. 469 рпл=1б,183 МПа (см. рисунок), что в 1,18 раза превышает принятое пластовое давление при обработке КВД, т.е. пластовое давление восстановилось при проведении исследования на 84,8 %. Пластовое давление при обработке данных ГДИ можно определить также с применением методов детерминированных моментов давления (ДМД) и Хорнера. В табл. 2 приведены результаты обработки КВД, по которым кривая восстановления давления вышла на асимптоту. Степень восстановления давления по семи скважинам составила в среднем около 99 % (по отношению к рпл по методу произведения), среднееПримечание. ризм — максимальное измеренное пластовое давление; рмп, рдмд, р„, — пластовое давление, полученное по методу соответственно произведения, ДМД и Хорнера. Таблица 3 Номер скважиныКоэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа)Скин-факторd рпл ризмрпл ризм 11,8481,790-2,0893,57 1964,9074,545-0,22,9133,42 3222,1192,030-1,0733,41 4871,6111,597-2,7356,03 5181,0641,041-2,41,5733,25 5307,8296,996-3,1953,20 5560,4550,4422,17,3103,56 Среднее значение2,8332,634-0,172,9843,777 Примечание: d — диагностический признак, определяемый при обработке КВД методом ДМД . Результат обработки КВД для скв. 469 методом произведения отклонение принятого при обработке КВД пластового давления от полученного по методу произведения не превысило 1,5 %. В результате обработки КВД, по которым не получено выхода на асимптоту, по 18 скважинам средняя степень восстановления рпл составила 91,3 % (отклонение около 9 %). Для первой группы скважин расхождение результатов, полученных методом произведения и методом ДМД, в среднем составило 0,28 %; методом произведения и методом Хорнера — 1,01 %. Для второй группы -соответственно — 0,64 и 12,75 %. Таким образом, для КВД, по которым не получено выхода на асимптоту, определение рпл методом Хорнера приводит к существенно завышенным результатам. При обработке данных ГДИ определяются такие параметры пласта, как коэффициенты продуктивности скважин Кп и скин-фактор S. Определение коэффициентов продуктивности при не-довосстановленом рпл ведет к их завышению. Для рассматриваемых скважин сервисным предприятием при обработке данных значения Кп были завышены для первой группы скважин в среднем на 7,5 % (табл. 3), для второй — на 17,3 % (табл. 4). По результатам определения пластового давления можно сделать вывод, что незначительные расхождения 1,5-2 %) между значениями, полученными с применением разных методов (произведения, ДМД, Хорнера), указывают на выход КВД на асимптоту и в этом случае данные ГДИ пока обрабатывают методом касательной с определением, в том числе, скин-фактора. Прямолинейный участок на КВД при ее обработке необходимо выделять по точкам, которые используются при определении рмп. Значительные расхождения при определении рпл методом Хорнера и другими методами следует рассматривать как признак невыхода КВД на асимптоту, что не дает оснований для обработки данных ГДИ с применением метода касательной. Результаты определения скин-фактора, полученные сервисным предприятием (рпл=ризм), а также значения S, полученные авторами при обработке данных ГДИ с выделением прямолинейных участков на КВД по указанным выше точкам (см. табл. 4), свидетельствуют об ухудшении состояния приза-бойной зоны по всем скважинам (d 2,18), существенно отличаясь от результатов определения S, полученных при первичной обработке данных исследований. Выводы 1. Оперативная оценка пластового давления с применением методов произведения и Хорнера непосредственно в процессе проведения ГДИ обеспечивает получение качественных КВД и достоверные данные о свойствах пласта и призабойной зоны. 2. Применение различных методов оценки пластового давления и обработки данных ГДИ повышает эффективность их проведения при эксплуатации добывающих скважин, особенно в низкопроницаемых карбонатных коллекторах с повышенной вязкостью пластовой нефти. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основании детерминированных моментов давления // Труды ин-та ВНИИ, 1980 — Вып.73. — С. 78. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин//Нефтяное хозяйство. — 2010. -№ 6. — С. 78-79. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. — М.: ВНИИ им. акад. , 1991. — 540 с.

Установки сжиженного природного газа (спг)

¬ св¤зи с возникающими проблемами устойчивой работы трубопроводных газотранспортных систем бывшего ———–, в последнее врем¤ в –оссии должно удел¤тьс¤ большое внимание вопросам организации внедрени¤ крупнотоннажных установок по производству —ѕ√ с целью его сбыта как товарного продукта на экспорт, так и используемого дл¤ регулировани¤ газоснабжени¤ регионов (Ђѕик-шевингї). ќборудование воздухоразделительных установок (¬–”) разработано на базе современных схемных решений, а также совместного производства на основе долговременной кооперации и сотрудничества с западными компани¤ми SULZER (Ўвейцари¤) — регул¤рные насадки, CHART (¬исконсин, —Ўј), NORDON (‘ранци¤) — пластинчато-ребристые теплообменники (ѕ–“), Rockwell Automation (—Ўј)-ј— ”,  упер — компрессорные установки и др. –азработаны высоконадЄжные Ѕ ќ с современными холодильными машинами и турбодетандеры с дожимающей компрессорной ступенью и высокими  ѕƒ. Ќа рис. 1 показан общий вид самой крупнотоннажной установки  дјдјрж-100\50 производительностью 500 000 м3 /час по перерабатываемому воздуху. √абариты только блока разделени¤ составл¤ют 20„25„80 м„м„м. —овершенно очевидно, что технические решени¤ и опыт создани¤ оборудовани¤ ќјќ Ђ риогенмашї, которые подтвердили свою эффективность и надЄжность в создании крупных воздухоразделительных и ожижительных усЌј” ј ISSN 2073-8323 ј√« -ј“, є 2 (50) / 2010 29 –ис. 1 Ќа рис. 2 представлена обобщЄнна¤ структурна¤ схема переработки газа. ¬ общем случае природный газ проходит блоки очистки от примесей и осушки, блок предварительного охлаждени¤, выделени¤ Ў‘Ћ” (при необходимости) и блок ожижени¤ (ќѕ), из которого —ѕ√ поступает на хранение и отгрузку потребител¤м. ƒл¤ холодильных систем установок производительностью более 3 т/ч ќјќ Ђ риогенмашї разработал и предлагает схемы с азотным холодильным циклом с одним или несколькими детандерами и с предварительным охлаждением или без него. ѕроведЄнный расчЄтный анализ различных вариантов детандерных азотных циклов дл¤ ожижени¤ ѕ√ показал, что минимальные удельные энергозатраты обеспечивает либо цикл Ђ лодаї с двум¤ детандерными ступен¤ми на различных температурных уровн¤х, либо цикл с одной детандерной ступенью и предварительным охлаждением (на температурном уровне ~ минус 40 ∞—). ѕроизведЄнна¤ в детандерах работа используетс¤ полезно: либо на дожатие пр¤мого потока азота, либо дл¤ выработки электроэнергии. —хема цикла с одной ступенью “ƒ ј представлена на рис. 3. јзот среднего давлени¤ (6-9 ћѕа) из циркул¤ционного компрессора дожимаетс¤ в компрессорной ступени турбодетандерного агрегата и после охлаждени¤ в теплообменнике и холодильной машине направл¤етс¤ в детандерную ступень. ’олод, выработанѕредварительное охлаждение и выделение Ў‘Ћ” Ѕлок ожижени¤ (ќѕ). ќчистка от азота и лЄгких фракций Ѕлок очистки и осушки —ѕ√ ѕодача природного газа —истема хранени¤ и отгрузки —ѕ√ ’олодильна¤ система –ис. 2 ISSN 2073-8323 Ќј” ј тановок с успехом могут быть использованы в создании средних и крупнотоннажных установок —ѕ√. ѕрежде всего, это касаетс¤ использовани¤ внешних азотных детандерных циклов. ј√« -ј“, є 2 (50) / 2010 30 ный при расширении азота в детандере, охлаждает природный газ в теплообменнике, который при дросселировании образует —ѕ√, сливаемый в систему хранени¤. Ќа одну из таких установок подписан контракт на поставку в  итай, по р¤ду других проектов процесс находитс¤ в предконтрактной стадии. ѕрименение схем с “ƒ ј позвол¤ет ожижение азотосодержащих природных газов с их одновременной деазотизацией, что практически невозможно в случа¤х использовани¤ дроссельных циклов высокого давлени¤. “ака¤ схема приведена на рис. 4. — ростом производительности требование к энергетической эффективности установок возрастает и тогда становитс¤ целесообразным увеличение числа детандерных ступеней. “ак, в ќјќ Ђ риогенмашї была разработана схема с двум¤ детандерами на разных температурных уровн¤х и 3-х ступенчатым пропановым предварительным охлаждением, показанна¤ на рис. 5. ¬ схеме этой установки удаЄтс¤ получить удельные энергозатраты, весьма близкие к показател¤м лучших смесевых циклов. “акже, дл¤ больших производительностей разработаны схемы с 3-м¤ и 4-м¤ детандерами. “ак на рис. 6 представлена расчЄтна¤ схема установки с 4-м¤ детандерами и концевым жидкостным детандером на —ѕ√.  раткие энергетические характеристики установок —ѕ√ на базе схем с двум¤ детандерами на разных температурных уровн¤х и 3-х ступенчатым пропановым ’ћ “ƒ ј ƒ   ћ¬ H2O  омпрессор циркул¤ционный ( ц) —ѕ√ “ќ-1 Ђ√р¤зныйї (с маслом) азот в атмосферу ѕриродный газ после Ѕ ќ Ѕ ќ  омпрессор природного газа ( г) ѕриродный газ ѕ√ ќтбросной газ(N2- H2) – -1  омпрессор дожимающий ( д) –ис. 4 Ќј” ј ISSN 2073-8323 ѕотоки: ѕриродный газ јзот высокого давлени¤ јзот низкого давлени¤ 2.1 1 2.2 “ƒ ј ѕ√ 1- ÷иркул¤ционный компрессор —ѕ√ 2.1-компрессорна¤ ступень “ƒ ј ’ћ “ќ Ѕ ќ 2.2- детандерна¤ ступень “ƒ ј ѕодпитка утечек –ис. 3 ј√« -ј“, є 2 (50) / 2010 31 ∆идкостной детандер —истема хранени¤ —ѕ√ 1 2 3 4  омпрессор ѕ√ ƒвухступенчатый азотный компрессор — лини¤ ѕ√ — линии азота нижнего контура — ѕ–“(пластинчато-ребристый теплообменный аппарат) — ќхладители — “ƒ ј — линии азота верхнего контура — лини¤ азота 110 — 310   — лини¤ азота 152 — 310   — лини¤ азота 228 — 310   — лини¤ азота 213 — 310   –ис. 6 разработок технологического оборудовани¤ крупных криогенных систем и установок и, прежде всего, ¬–” на базе детандерных циклов, изготовление и эксплуатаци¤ которого в течение многих лет не вызывала нареканий. –оссийска¤ газова¤ промышленность, учитыва¤ международный опыт, может с успехом начать внедрение крупномасштабных установок —ѕ√ на базе внешних азотных циклов с “ƒ ј, при этом: 1. ”дельные энергозатраты на ожижение —ѕ√ 0.38-0.45 к¬т.ч/кг ; ISSN 2073-8323 Ќј” ј –ис. 5 H2O ћ¬а »сходный ѕ√ —ѕ√  1 ƒ   “ƒ ј є2 ƒ   “ƒ ј є1 Ѕќ ѕредвар ительное охлажение ѕ√ H2O  омпрессор ’ћ –ис. 5 предварительным охлаждением (¬ариант 1, рис. 5) и с 4-м¤ детандерами и концевым жидкостным детандером на —ѕ√ (¬ариант 2, рис. 6) условной производительностью 100 тонн —ѕ√/час, предложени¤, которые разработаны дл¤ ќјќ Ђ√азпромї, приведены в таблице 1. ¬ таблице 2 приводитс¤ сопоставление энергетической эффективности различных циклов, из которой отчетливо видны возможности детандерных азотных холодильных циклов по показателю удельных затрат энергии. ƒл¤ установок большой производительности этот показатель детандерных циклов вплотную приближаетс¤ к диапазону эффективности лучших смесевых циклов. ¬ таблице 3 приведены качественные характеристики внешних азотных детандерных циклов по сравнению с традиционными высокоэффективными смесевыми и каскадными циклами. ѕо всем показател¤м азотные детандерные циклы имеют преимущества перед смесевыми и каскадными за исключением удельного расхода энергии, который дл¤ них несколько выше, что компенсируетс¤ более низкими капитальными затратами, в т.ч. за счЄт возможности использовани¤ оборудовани¤ обычного исполнени¤ (не взрывозащищЄнного). ¬џ¬ќƒџ Ќа основании вышеизложенного анализа можно сделать следующие выводы: ќтечественное криогенное машиностроение имеет большой опыт научных и конструкторских ј√« -ј“, є 2 (50) / 2010 32 2. ”дельные капзатраты на технологическое оборудование в 2-3 раза ниже, чем у смесевых циклов, в т.ч. за счЄт использовани¤ оборудовани¤ обычного исполнени¤ (не взрывозащищЄнного); 3. Ўирока¤ область производительностей от средних (3 т —ѕ√/ч) до больших ( 250 т —ѕ√/ч) с возможностью деазотизации ожижаемого потока газа; 4. ЌадЄжность и эффективность в эксплуатации (из опыта ¬–”); 5. ¬озможность получени¤ переохлажденного —ѕ√ (на 2-5 гр.— по отношению к равновесному атмосферному давлению), что позвол¤ет использовать большеобьЄмные хранилища-изотермики с давлением хранени¤ 15-50  ѕа (изб.) без дренажа паров —ѕ√; 6. »спользование компактных пластинчато-ребристых теплообменников; –асчЄтно-теоретическое исследование и разработка принципиальных схем установок —ѕ√ средней производительности на базе азотных детандерных циклов.: ќтчЄт Ќ»– є 2.43/ ќјќ  риогенмаш; –уководитель работы ѕередельский ¬.ј.; ќтв. исполнитель ƒовбиш ј.Ћ. — 31 с., 2008 г.  узьменко ».‘. “енденции развити¤ —ѕ√- установок средней производительности дл¤ организации газоснабжени¤. — ∆., “ехнические газы, 2008, є3, с. 36-42. “ермодинамическа¤ эффективность установок —ѕ√ с различными холодильными циклами на основе расчЄтного анализа в пакете HYSYS.: ќтчет Ќ»– є 4168/ќјќ  риогенмаш; –уководитель работы Ћ¤пин ј.».; ќтв. исполнитель ƒовбиш ј.Ћ. — 37 с. — Ѕиблиогр.: с. 36 (16 назв.).  узьменко ».‘. и др. ƒетандерные азотные циклы установок —ѕ√ с учЄтом опыта ќјќ  ћ в создании ¬–” средней и крупной производительности. — ƒоклад на конференции выставки Ђ√аз—уфї,  рокус Експо, ћосква, 2009 год.  раковский Ѕ.ƒ. ќжижители природного газа с турбодетандерами ќјќ Ђ√елиймашї. ƒоклад на —овещании Ќ“— ќјќ Ђ√азпромї по внедрению —ѕ√ на транспорте. 2006. — г. ≈катеринбург.

Older posts

© 2017 setidengi.ru

Theme by Anders NorenUp ↑