Проблема технологии и транспортировки нефти

Федеральное государственное  образовательное учреждение 
высшего профессионального образования 
Московский государственный университет тонких химических технологий 
имени М.В.Ломоносова.

 

Бакалавриат по направлению 552200 
«Метрология, стандартизация и сертификация»

 

 

 

                                                              Каф. СиМК

                                                                      Каф. ТНХСиЖТ

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

 
на тему: «Проблема технологии и транспортировки нефти».

(домашнее задание)

 

 

 

 

 

Преподаватель                                                 

 

Студентка группы

 

 

 

Москва – 2013

 

 

 

 

 

 

Нефть представляет собой  масляную жидкость обычно коричневого  или черного цвета, хотя бывают нефти  и светлые, светло-коричневые. 
 
Нефть легче воды, имеет специфический запах, который в случае наличия сернистых соединений становится неприятным. 
 
Нефть состоит из углеводородов и неуглеводородных компонентов, таких, как сера, кислород и азот, а также содержит металлоорганические соединения.

При оценке качества нефть  подразделяют на классы, типы, группы, виды.( ГОСТ Р 51858-2002. Нефть.Общие технические условия) В зависимости от массовой доли серы нефть подразделяют на классы 1-4 (таблица 1).

Т а б л и ц а  1 - Классы нефти

Класс нефти	Наименование	Массовая доля серы, %	Метод испытания
1	Малосернистая	До 0,60 включ.	По ГОСТ 1437, ГОСТ Р 51947 и 9.2 настоящего стандарта
2	Сернистая	От 0,61 >> 1,80
3	Высокосернистая	>> 1,81 >> 3,50
4	Особо высокосернистая	Св. 3,50

 

По плотности, а при  поставке на экспорт - дополнительно  по выходу фракций и массовой доле парафина нефть подразделяют на пять типов (таблица 2):           0 - особо легкая;           1 - легкая;           2 - средняя;           3 - тяжелая;           4 - битуминозная.

Т а б л и  ц а  2 - Типы нефти

Наименование параметра	Норма для нефти типа										Метод испытания
	0		1		2		3		4
	для пред-приятий Российс-кой Феде-рации	для экспорта	для пред-приятий Российс-кой Феде-рации	для экспорта	для пред-приятий Российс-кой Феде-рации	для экспорта	для пред-приятий Российс-кой Феде-рации	для экспорта	для пред-приятий Российс-кой Феде-рации	для экспорта
1 Плотность, кг/м3, при температуре:											По ГОСТ 3900 и 9.3 настоящего стандарта
20 °С	Не более 830,0		830,1-850,0		850,1-870,0		870,1-895,0		Более 895,0		По ГОСТ Р 51069 и 9.3 настоящего стандарта
15 °С	Не более 833,7		833,8-853,6		853,7-873,5		873,6-898,4		Более 898,4
2 Выход фракций, % об., не менее, до температуры:											По ГОСТ2177 (метод Б)
200 °С	-	30	-	27	-	21	-	-	-	-
300 °С	-	52	-	47	-	42	-	-	-	-
3 Массовая доля парафина, %, не более	-	6	-	6	-	6	-	-	-	-	По ГОСТ 11851
П р и м е ч а н и я         1. Если нефть по одному из показателей (плотности или выходу фракций) относится к типу с меньшим номером, а по другому - к типу с большим номером, то нефть признают соответствующей типу с большим номером.         2. Нефти типов 3 и 4 при приеме в систему трубопроводного транспорта для последующей поставки на экспорт должны иметь норму по показателю 3 не более 6%.

4.4 По степени подготовки нефть подразделяют на группы 1-3 (таблица 3).

Т а б л и ц а  3 - Группы нефти

Наименование показателя	Норма для нефти группы			Метод испытания
	1	2	3
1 Массовая доля воды, %, не более	0,5	0,5	1,0	По ГОСТ 2477 и 9.5 настоящего стандарта
2 Массовая концентрация  хлористых солей, мг/дм3, не более	100	300	900	По ГОСТ 21534 и 9.6 настоящего стандарта
3 Массовая доля механических  примесей, %, не более	0,05			По ГОСТ 6370
4 Давление насыщенных  паров, кПа (мм рт. ст.), не более	66,7 (500)			По ГОСТ 1756, ГОСТ Р 52340 и 9.8 настоящего стандарта
5 Массовая доля органических  хлоридов во фракции, выкипающей  до температуры 2040С, млн.-1 (ррm), не более	10	10	10	По ГОСТ Р 52247 или приложению А (6)
П р и м е ч а н и е - Если по одному из показателей нефть относится к группе с меньшим номером, а по другому - к группе с большим номером, то нефть признают соответствующей группе с большим номером.

4.5 По массовой доле сероводорода и легких меркаптанов нефть подразделяют на 2 вида (таблица 4).

Т а б л и ц а  4 - Виды нефти

Наименование показателя	Вид нефти		Метод испытания
	1	2
1 Массовая доля сероводорода, млн.-1 (ррт), не более	20	100	По ГОСТ Р 50802
2 Массовая доля метил- и этилмеркаптанов в сумме, млн.-1 (ррт), не более	40	100
П р и м е ч а н и я         1 Нормы по показателям таблицы 4 являются факультативными до 01.01.2012г.   Определяются для набора данных.

 

Добыча нефти  в мире в 2011 году

В 2011 году рейтинг стран, ведущих добычу нефти, выглядел, по сведениям различных источников, следующим образом.

Россия – 10,27 млн баррелей в сутки (рост по сравнению с 2010 годом 1,2%)

Саудовская Аравия – 9,29 млн баррелей в сутки (рост на 11% по сравнении с 2010-м годом)

США – 5,57 млн баррелей в сутки (данные U.S. Energy Information Administration)

Китай – 4,01 млн баррелей в сутки (прогноз на 2012 год – 4,2 млн баррелей в сутки)

Иран – 3,616 млн баррелей в сутки

Венесуэла – 3 млн баррелей в сутки

Кувейт – 3 млн баррелей нефти в сутки

Канада – 2,8 млн баррелей в сутки (на текущий момент есть данные только за 2010 год)

Ирак – 2,7 млн баррелей в сутки

Бразилия – 2,62 млн баррелей в сутки (источник -- на испанском языке)

Мексика – 2,56 млн баррелей в сутки

ОАЭ – 2,5 млн баррелей в сутки

Нигерия – 2,4 млн баррелей в сутки

Алжир – 2,125 млн баррелей в сутки

Ангола – 1,8 млн баррелей в сутки

Норвегия – 1,7 млн баррелей в сутки

Казахстан – 1,61 млн баррелей нефти в сутки

Ливия – 1,3 млн баррелей в сутки 

Великобритания – 1 млн баррелей в сутки

Индонезия – 0,9 млн баррелей в сутки

Катар – 0,7 млн баррелей в сутки

Добыча нефти  в России, млн. тонн

Добыча нефти в России в 2011 году составила 12,8% от мировой добычи.

Лидерами нефтяной отрасли  в России по добыче нефти являются Роснефть и Лукойл.

Добыча нефти и газового конденсата  крупнейшими нефтяными компаниями России, млн. тонн
Компания	2008	2009	2010	2011
Роснефть	106,1	108,9	115,8	122,6
Лукойл	95,2	97,6	95,9	96,0
ТНК-ВР	68,8	70,2	71,7	71,3
Сургутнефтегаз	61,7	59,6	59,5	60,8
Газпромнефть	30,7	29,9	29,8	35,3
Татнефть	26,1	26,1	26,1	26,1
Славнефть	19,6	18,9	18,4	18,1
Башнефть	11,7	12,2	14,1	15,1
Русснефть	14,2	12,7	13,0

Технология добычи нефти

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть

Процесс подъема  нефти на дневную поверхность  может проходить за счет

·         Природной энергии (фонтанный способ добычи)

·         Энергии вводимой в скважину с поверхности при помощи следующих способов откачки нефти из скважины

·         Компрессорного (газлифтная эксплуатация)

·         Насосного (поршневые штанговые глубинные насосы ШГН, электроцентробежные насосы ЭЦН, винтовые насосы и др.)

Транспортировка нефти

Транзит нефти и таких  нефтепродуктов как мазут, дизельное  топливо и бензин в современном  мире представляет собой сложную  комплексную систему, формирование которой происходило и происходит под влиянием многих факторов. Среди них наиболее значительными следует признать геополитические, экономические и экологические. Конкретизация этих факторов приведет нас к таким понятиям как энергетическая безопасность страны, политические и экономические отношения со странами транзита, оптимизация маршрутов и стратегия внутреннего развития страны, а также социо-экологические ограничения. Все они в той или иной степени формировали тенденции изменений условий транзита нефтепродуктов. Сейчас можно выделить следующие способы транспортировки нефти и нефтепродуктов: трубопровод, танкеры, железнодорожный и автотранспорт. В России основные перевозки нефти приходятся на долю трубопроводного транспорта, а нефтепродуктов - на долю железнодорожного. За пределы России нефтепродукты попадают через самую большую в мире систему трубопроводов, а также через морские порты.

Самым дешевым и экологически безопасным способом транспортировки нефти являются нефтепроводы. Цена перевозки нефтепродуктов по железной дороге составляет более 30% от конечной цены, в то время как стоимость транспортировки по трубопроводу - 10-15%. Нефть в них движется со скоростью до 3 м/сек под воздействием разницы в давлении, создаваемой насосными станциями. Их устанавливают с интервалом в 70-150 километров в зависимости от рельефа трассы. На расстоянии в 10-30 километров в трубопроводах размещают задвижки, позволяющие перекрыть отдельные участки при аварии. Внутренний диаметр труб, как правило, составляет от 100 до 1400 миллиметров. Их делают из высокопластичных сталей, способных выдержать температурные, механические и химические воздействия. Постепенно все большую популярность обретают трубопроводы из армированного пластика. Они не подвержены коррозии и обладают практически неограниченным сроком эксплуатации.

Нефтепроводы бывают подземными и наземными. У обоих типов  есть свои преимущества. Наземные нефтепроводы легче строить и эксплуатировать. В случае аварии значительно легче  обнаружить и устранить повреждение  на трубе, проведенной над землей. В то же время подземные нефтепроводы менее подвержены влиянию изменений  погодных условий, что особенно важно  для России, где разница зимних и летних температур в некоторых  регионах не имеет аналогов в мире. Трубы можно проводить и по дну моря, но поскольку это сложно технически и требует больших  затрат, большие пространства нефть  пересекает при помощи танкеров, а  подводные трубопроводы чаще используют для транспортировки нефти в  пределах одного нефтедобывающего комплекса.