Здесь можно найти учебные материалы, которые помогут вам в написании курсовых работ, дипломов, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.
Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение оригинальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения оригинальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, РУКОНТЕКСТ, etxt.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии так, что на внешний вид, файл с повышенной оригинальностью не отличается от исходного.
Работа № 115930
Наименование:
Курсовик Составление технологической схемы переработки нефти Арланского месторождения
Информация:
Тип работы: Курсовик.
Предмет: Химия.
Добавлен: 08.04.2019.
Год: 2019.
Страниц: 25.
Уникальность по antiplagiat.ru: 59. *
Описание (план):
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ... ... ...4 1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ... ...5 1.1 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике...7 1.2 Характеристика нефтей, газов и пластовых вод...11 2АНАЛИЗ СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ...14 2.1Сравнительный анализ результатов и особенности разработки нефтяных залежей... ...15 2.2Проектирование методов повышения нефтеотдачи пластов...16 3 Установка переработка нефти... ...18 4Материальный баланс по предложенным установкам... 21 5Расчет выручки от реализации продукции... ... Введение Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 км в ширину. Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная – является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) – приподнятая...
Список использованной литературы 1 Ахметов, С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев. – СПб.: Недра, 2006. – 872 с. 2 Мовсумзаде, Э.М. Становление нефте- и газопереработки в Башкортостане /С.А. ВВЕДЕНИЕ
Открытие кладовых «черного золота» положило началу динамичному развитию северо-западной окраины Башкортастана. В 1957 году буровики Краснохолмской конторы треста «Башвостокнефтеразве ка» пробурили здесь около 80 разведочных и оценочных скважин для примерного расчета запасов нефти. Для ее добычи необходимо было в самые короткие сроки создать мощное эксплуатационное предприятие, способное обеспечить большие объемы добычи жизненно важного сырья. Им стало нефтепромысловое управление «Арланнефть» с центром в п. Николо-Березовка, организованное 24 июня 1957 году. Уже к лету 1958 года был построен и сдан в эксплуатацию магистральный нефтепровод Кутерем - Уфа, а в июле того же года Арланская нефть, начала поступать на Уфимский нефтеперерабатывающи завод. Применяя все новое и передовое, нефтяники Арлана быстро наращивали добычу углеводородного сырья. Один за другим организовались новые промыслы. Управление росло и развивалось, превратившись вскоре в одно из крупнейших нефтегазодобывающих предприятий республики и отрасли. В 1970 году НГДУ «Арланнефть» вышло на первое место в АНК «Башнефть» по добыче нефти и удерживает эту позицию до сих пор. В 1981 году управление награждено орденом Трудового Красного знамени. В 1982 году достигнут максимальный объем годовой добычи нефти – 8795 тыс. тонн. За 40 лет деятельности нефтедобытчики Арлана извлекли из недр 250 млн. 534 тыс. тонн «черного золота», ввели в эксплуатацию 6350 тыс. кв. м жилья. НГДУ «Арланнефть» добывает ежегодно около 4,5 млн. тонн, разрабатывает 5 месторождений.
1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Арланское нефтяное месторождение одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии. Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры более 100 в длину и до 30 км в ширину. Месторождение занимает обширную территорию северо-западной части республики Башкортостан. Почти вся эта территория является низменностью, приуроченной к долинам рек Кама и Белая. Восточная часть площади месторождения холмистая, западная – является широкой долиной реки Белой, лишь северная часть (Вятская площадь) – приподнятая. Общая вскрытая мощность осадочного покрова на Арланском нефтяном месторождении превышает 3000 м., при этом на долю Бавлинских месторождений приходится свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и теригенно - карбонатными породами, верхние - гасми-карбонатными отложениями. Основным промышленным отложением являются песчанные пласты, теригенным толщи нижнего карбоната, кроме того-нефть. Так же нефть обнаружена в известняке турнейского яруса. Изучено несколько залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием артоногенно-обломочны сгустков и органно-шламовых разностей. Дебит скважины из турнейских известняков колеблется 0.1 - 5.2 м/с, с содержанием воды от 12% до 30%. В разрезе многих скважин в добриковском горизонте встречаются углеродисто-глинисты сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30 - 40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6-8 пластов, нефтенасыщенными являются верхние 6-7 пластов. До 1956 года было пробурено 4 глубоких разведочных скважин № 1,2,3,4, с глубиною около 2000м, вскрывшие бавлинские отложения. Эти скважины в общих чертах выявили соответствие тектоники нижнекамских и каменно угольных отложений и несоответствие их по девонским отложениям. В разрезе многих скважин в добриковском горизонте встречаются углеродисто-глинисты сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30 - 40 см до 19-30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6-8 пластов, нефтенасыщенными являются верхние 6-7 пластов. Первые разведочные скважины, согласно проекта, закладывались по треугольнику с расстоянием между скважинами 7-8км. Глубина составляла 1400м, с проектным горизонтом-турнейски ярус нижнего карбона. В задачу скважин ставилось выяснение и детализация тектоники и контура нефтеносности залежи нефти в угленосном горизонте. Была изменена методика. В основу была положена профильная сетка с расстоянием между скважинами и профилями 2 км. В среднекаменноугольных отложениях по данным керна выделяются нефтеносные пласты, приуроченные к отложению следующих горизонтов: каширскому и верейскому. Нефтеносность пластов не равномерная. Геологическое строениевятской площади врезультате произведенногобурения глубоких разведочных и структурно-поисковых скважин изучено достаточно детально. Общая мощность осадочных парод от верхнепермских до отложении бавлинской свиты составляет около 2075м. В геологическом строении площади принимают участие осадочные породы следующих геохронологических систем: додевонские /бавлинские/, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные. Это месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки: - месторождение занимает огромную площадь, и разрабатывать ее возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное); -месторождение многопластовое, продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение раздельной закачки воды с дифференциро-ванным давлением; - залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи; - в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).
1.1 Основные сведения о стратиграфии, литологии и тектонике Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульс-кого горизонтов вязейского яруса. 1) Бобриковский горизонт Сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения. Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в пределах от 0 до 30 м. Породы шестого пласта перекрываются аргилитами, которые хорошо прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до 3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 - 1 м., который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего объединяется с пластом Сv1. Выше аргиллитов залегает песчано- алевролтовый пласт СV0. Песчаники темно - серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые, слабоцементированные, иногда известняковые. На месторождении пласт представлен преимущественно плотными породами и участками, не является коллектором. Мощность его обычно не превышает 3 метра. Выше разрез представлен пачкой песчано - алевроллитовых пород, которая разделяется маломощным аргеллитом на два самостоятельных продуктивных пласта Су (нижний) и Су1 (верхний), который представлен неравномерно-глинист ми и буровато-серыми песчаниками. Песчаники пятого пласта темно- серые, глинистые, слабоцементированные, перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые, иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров. Выше по разрезу следует аргеллитовый прослой. Аргилиты темно-серые, дисперсные, вьдержанные по площади, имеют четко выраженную геофизическую характеристику. Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С1у0). Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого пласта темно- буровато-серые, тонко- дисперсные, неравномерно-глинист е, иногда сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.
На известковистых аргиллитах залегает пласт С111 ,представленный песчано-алевролитовы и породами. Песчаники темно- буровато-серые, кварцевые, сильно глинистые, олевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в пределах 0,8 - 6,5 м. Пласт С11 имеет самое широкое развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерно- глинистые, слабоцементированные. Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С1 по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые,кварцевы , глинистые, в менее глинистых участках нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м...
4 МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС ПО ПРЕДЛОЖЕННЫМ УСТАНОВКАМ
Расчет вести на 1 млн тонн нефти из магистрального трубопровода, при потерях на каждом переделе 0,5% от входа.
Таблица 1-Сводная таблица результатов переработки Поступило на переработку Поступил в товарный парк
Нефть 100%(1 000 000 т.) Газы 1,0%(10 000 т.) - после АТ Бензин 18%(180 000 т.) - после К.К. Риформат 13,86% (138 600 т.) - после риформинга Изомеризат 1,9% (19 000 т.)-после изомеризации Дизельное топливо 19,91% (199 100 т.) – после депарафинизации Парафины – 4,98% (49 800 т.) – после депарафинизации Легкая диз.фр.3,96%(39 600 т.)-после каталитического крекинга Тяжелая диз.фр 11,82%(118 200 т.)-после каталитического крекинга Алкилат 1,5%(15 000 т.)-после алкилирования Сера 1,45% (14 500 т.) после получения серы на уст.Клауса Битум 16,22%(162 200 тыс.т)-после производства битумов Потери: 5,5%(55 000 т.)
5 РАССЧЕТ ВЫРУЧКИ ОТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОДУКЦИИ Данные для расчета выручки: Количество товарного газа: 10 000 т. Количество товарного ДТ: 356 800 т. Количество товарного бензина: 337 600 т. Количество товарных парафинов: 49 800 т. Количество товарного алкилата: 15 000 т. Количество товарного битума: 162 200 т. Количество товарной серы: 14 500 т.
Цена 98 ЭКТО(бензин,производ мый Башнефть) – 66225 рублей за 1 тонну, Цена газа – 14 500 рублей за 1 тонну, Цена ДТ ЕВРО(ДТ, производимое Башнефть) – 44 700 рублей за 1 тонну, Цена парафинов – 80 000 рублей за 1 тонну, Цена алкилата – 37 000 рублей за 1 тонну, Цена битумов – 23 000 рублей за 1 тонну, Цена серы – 3000 рублей за 1 тонну. Выручка от реализации продукции: 1) Бензин 98 ЭКТО: 337 600 * 66 225 =22 357 600 000 рублей; 2) Газ: 14 500*10 000 = 145 000 000 рублей; 3) ДТ ЕВРО: 44 700 * 356 800 =16 949 000 000 рублей; 4) Парафины: 80 000 * 49 800 =3 984 000 000 рублей; 5) Битумы: 23 000 * 162 200 =3 730 600 000 рублей; 6) Алкилат: 37 000 * 15 000 = 555 000 000 рублей. 7) Сера: 14 500 * 3000 = 43 500 000 рублей. Суммарный итог по товарному парку: 47 764 700 000 рублей. Итоговая выручка будет составлять: итог по товарному парку – стоимость 1 млн. тонн нефти = 47 764 700 000 – 31 857 * 1 000 000 = = 47 764 700 000 -31 857 000 000 = 15 907 700 000 рублей. Выручка составляет: 15 907 700 000 рублей.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Арланское месторождение отличается исключительно сложными геолого-физическими свойствами коллекторов и физико-химическими свойствами флюидов, которые предопределили и сложности его разработки. Пласты основного объекта разработки, терригенной толщи нижнего карбона, нефтенасыщены на огромной площади. Коллекторы продуктивной толщи чрезвычайно неоднородны: в разрезе выделяется до 9 пластов-песчаников, развитых на площади месторождения неповсеместно; их толщины, пористость, проницаемость, глинистость варьируют в широких пределах. Нефть высоковязкая, с малой газонасыщенностью. Начальный гидродинамический режим большинства залежей замкнутый, упругий. Лишь в северной части месторождения в одном из основных пластов VI проявляется активность контурных вод. В промежуточных пластах очень сильно влияние литологического фактора. Проектирование разработки Арланского месторождения, имеющего огромные размеры, сложное геологическое строение продуктивных пластов, высокую вязкость нефти, представляло мало изученную проблему. Проектирование велось по отдельным площадям, частям единого месторождения. Опыт разработки показал, что такой принцип проектирования вполне приемлем и себя оправдал. Разработка отдельных площадей как самостоятельных объектов разработки не привела к заметным осложнениям. В связи с высокой вязкостью нефти при проектировании разработки на начальной стадии основным был вопрос о методе воздействия на продуктивные пласты, так как опыта заводнения при такой вязкости не было. Практика разработки показала, что принятое решение было обоснованным. Заводнение пластов оказалось высоко эффективным способом разработки и позволило достичь почти 45 %-го извлечения нефти, тогда как на естественном режиме извлекалось бы всего 18 % запасов. В то же время были допущены и просчеты. Так, не оправдало себя законтурное заводнение, а также разрезание рядами нагнетательных скважин залежей всех пластов. Явно недооценена роль избирательного заводнения, вследствие чего приходилось "встраивать" очаги в существующий жесткий "каркас" уже имеющегося линейного разрезания. Совершенно не было учтено наличие естественного активного водонапорного режима в VI пласте Арланской площади.
Излишнее увлечение линейным разрезанием и запоздалый переход к массовой очаговой закачке воды привели к тому, что вплоть до заключительной стадии разработки не сформировалась законченная самостоятельная система заводнения на промежуточные пласты. Большой ошибкой, приведшей к существенным затруднениям в выработке запасов промежуточных пластов, было решение об объединении сильно разнородных по своим коллекторско-фильтрац онным свойствам пластов в едином объекте разработки. Принятые в последние годы меры по разукрупнению объекта сильно запоздали. Несовершенство методики прогнозирования темпов обводнения привело к существенным просчетам в определении объемов и темпов извлечения попутной воды и закачки ее в продуктивные пласты. В качестве положительных результатов разработки Арланского месторождения можно отметить следующие: -доказана эффективность заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти; -на практике была доказана необходимость более плотных сеток скважин на подобных месторождениях; достигнутая реально плотность 10-12 га/скв, видимо, не является пределом и при более плотном разбуривании нефтеизвлечение было бы выше; -на многопластовых сложных объектах разработка каждого из пластов должна с самого начала осуществляться самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин; -возможно, более рациональной была бы консервация промежуточных пластов в начальной стадии разработки и только после полного ввода основных пластов разбуривание их самостоятельной сеткой скважин; -форсирование отборов жидкости на месторождении позволило несколько повысить уровень добычи нефти, хотя убедительных свидетельств в пользу увеличения нефтеотдачи нет, поэтому этот метод следует использовать только после тщательного изучения его эффективности. Подводя итоги разработки Арланского месторождения, можно констатировать, что, несмотря на ошибки и сложности, в целом результаты оцениваются как хорошие. Достижение нефтеотдачи на уровне 43-44 % в таких сложнейших геологических условиях, несомненно, может считаться большой заслугой ученых и производственников Башкортостана.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1 Ахметов, С.А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, Т.П. Сериков, И.Р. Кузеев. – СПб.: Недра, 2006. – 872 с. 2 Мовсумзаде, Э.М. Становление нефте- и газопереработки в Башкортостане /С.А. Ахметов, Л.З. Рольник, А.М. Сыркин. – Уфа: УГНТУ, 2012. – 306 с. 3 Ахметов, С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа / С.А. Ахметов. – Уфа: Гилем, 2002. – 672 с. 4 Справочник нефтепереработчика / Б.Д. Радченко, М.Г. Рудина / под ред. Г.А. Ластовкина. – М.: Химия, 1986. – 648 с. 5 Ахметов, С.А. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, М.Х. Иштияров. – М.:Химия, 2005. – 796 с. 6 Чернобыльский, И.И. Машины и аппараты химических производств / И.И.Чернобыльский. – М.: Машиностроение, 1985. – 456 с.
* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.
