45.Типы газлифтной эксплуатации

Схема конструкций газлифтных подъемников:

а - двухрядный подъемник; б - полутораряздный подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием

Двухрядные подъемники раньше применялись широко, особенно когда эксплуатация скважин осложнялась выделением песка, который нужно было выносить на поверхность. Скорость восходящего потока при движении по первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же время при необходимости можно было легко изменять погружение второго ряда труб в связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора или по другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается на месте. Однако двухрядный подъемник - сооружение металлоемкое, а поэтому дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его применение оправдано как вынужденная мера. Разновидностью двухрядного подъемника является полуторарядный (рис. 2, б) в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. 2, в. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше, так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого погружения и динамического уровня жидкости при однорядном подъемнике нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа Р₁ .

46.Оборудование газлифтной скважины

1. Регулирующая аппаратура – клапан-регулятор давления с мембранным механизмом ,который необходим для подачи газа в скважину при постоянном рабочем давлении

2. Газлифтные клапаны размещают на колонны НКТ и предназначены для создания перепада давления, что уменьшает пульсации в работе газлифтной скважины

3. Специальная канатная техника, предназначена для подъемов устройств. Состоит из

• Устьевого лубрикатора

• Гидравлическая лебедка с барабаном

• Экстрактор (посадочный инструмент для ввода и вывода газлифтных клапанов мандрели)

• Мандрели – камеры для размещения в них газлифтных клапанов

47.Наземное оборудование СШНУ

1. Устьевая арматура

2. Станок качалка

3. Привод

4. Станция управления

5. Метал. рама и бетонный фундамент

48. Подземное оборудование СШНУ

1. Колонна НКТ

2. Колонна штанг

3. Глубинный насос

4. Вспомогательные эл-ты (хвостовики , газовые и песчаные якоря, якорь фиксации НКТ)

49. типы скважинных штанговых насосов

А) вставные насосы спускают в скважину в собранном виде на колонне штанг (НВ)

Б)Невставные насосы (НН) спускаются частями. Цилиндр насоса спускается на колонне НКТ , плунжер с клапаном – на колонне- штанг.

50. Классификация станков-качалок

- Аксильный тип – обеспечивает одинаковое время хода штанг вверх и вниз

- Дезаксильный- обеспечивает разное время хода штанги вверх и вниз.

СК5-3-2500

СК- станок-качалка

5-грузоподъемность

3-мах длина хода устьевого штока

2500- мах крутящий момент на ведовом валу редуктора.

51. Осложнение при работе СШНУ

-Влияние свободного газа (для предупреждения вредного воздействия газа , используют следующие методы

• Увеличение давления на приеме насоса

• Увелич хода длины плунжера

• Увеличение коэффициента сепарации газа на приеме насоса)

-Влияние механических примесей. Применяют

• Полые пластиковые штанги

• Песочные якоря

• Крепят на ПЗП разные фильтры

• Укрепляют стенки скважин спец составами.

• Применение спец насосов

-Отложение парафина

• Штанговые скрепки

• Термическое воздействие

• Применение растворителей на основе нефтепродуктов, ЖОУ(жидкие отходы углеводородов)

-Отложение солей

• Ингибиторы солеотложений

• Кислоты , щелочи

52. Техника безопасности при эксплуатации скважин , оборудованных СШНУ

• Работа по ремонту , смазке и наладке производятся после полной остановки системы

• Запрещается прокрутка шкифа редуктора вручную

• На скважинах с автомат и дистанц управлением должен быть щит «Внимание! Пуск автоматический»

• При осмотре оборудования и проведения ремонтных работ , силовой привод необходимо отключить, а на пусковое устройство поместить надпись «Не включать! Работают люди!»

• Все работы , связанные с опусканием головки балансира , сменой редуктора и двигателя , должны быть механизированы

53. Типы бесштанговых насосных установок

-Эл. Центробежные нсосы(ЭЦН)

- эл-винтовые насосы (ЭВН)

- гидропоршневые насосы (для скважин , где продукция не содержит мех. примесей)

-диафрагменные насосы(для скважин, где продукция содержит агрессивные компоненты и мех примеси)

-струйные насосы (универсальные)

- Вибрационные насосы

-Гидроимпульсные (h=>3000 м)

-турбонасосные установки (h=>200~1000м)

54. Наземное оборудование УЭЦН

• Автотрансформатор- предназначен для питания центробежного двигателя .

• Станция управления предназначена для управления работой , защитой установки и работой в ручном\автоматич. режиме

• Кабельный барабан

• Устьевое оборудование (Стандартное фонтанное оборудование)

55. Подземное оборудование УЭЦ

• Электроцентробежный насос – секционный многоступенчатый насос. В зависимости от дебита , ступеней может быть от 127 до 413. Нормально работает

  • При содержании воды в продукции до 99%

  • Содержании мех примесей не должно превышать 0,1 гр/л

  • Сероводорода до 0,001 гр/л

  • Свободного газа <=25%

• Погружной двигатель состоит из ротора , головки ,основания и смазки

• Обратный сливной клапан

• Гидрозащиты – для защиты от проникновения пластовой жидкости ЭлДв в его полость.

56.Область применения электровинтовых насосов

Предназначен для перекачивания жидкостей различной степени вязкости, газа или пара, в том числе и их смесей.

Эти насосы могут работать при давлениях до 30 МПа

Впервые введенные в практику в 1936 году, винтовые насосы имеют простую конструкцию, могут работать в присутствии механических примесей и с вязкими флюидами, что бывает необходимо при решении различных практических задач. Большое число установок винтовых насосов (УВН) используется для удаления воды из скважин, добывающих метан из угольных пластов, прежде всего, благодаря их способности перекачивать жидкости с механическими примесями. Однако винтовые насосы пригодны и для других газовых скважин, а также для добычи воды и нефти.

57. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ — комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Осуществляется на газоконденсатном месторождении посредством реализации определённой системы разработки — размещением на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных и пьезометрических скважин, соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием необходимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностное оборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделения сопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю или в магистральный газопровод, а также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) и транспортирования его на конденсатный завод.  РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ комплекс работ по извлечению природного газа из пласта-коллектора.  Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

58. ТБ при эксплуатации газовых скважин.

• На территории промысла запрещенно курить

• В помещении , где возможно выделение газа , запрещено хранение смазочных масел , обтирочных, и других горючих материалов

• Сепараторы должны освещаться прожекторами во взрывозащищенном исполнении

• Дороги и переходы должны быть исправными

• На емкостях с метанолом должна быть надпись «Яд! Опасно!»

• Допустимая концентрация в воздухе метанола в помещении не более 50 мг/м3

59.Цель методов воздействия на нефтяные пласты

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и, что более важно, увеличение конечной нефтеотдачи. В последнем случае методы воздействия могут быть иными, и они часто находят применение на истощенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, хотя пластовое давление может оставаться на уровне первоначального или превышать его.

Часто методы воздействия преследуют обе цели, т. е. поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи.

Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики. Около 85 % нефти добывается из пластов, подвергнутых методам воздействия. Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

60,62.Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов. методы воздействия на ПЗП

1. Химические методы:

• Кислотные ванны

• Простая кислотная обработка ( )

• Термокислотная обработка

• Пенокислотная обработка

• Кислотная обработка мелкодисперсными нефтяными эмульсиями (МДНЭ)

2. Методы механического воздействия

Гидродинамический разрыв пласта . Закачка в пласт воды под высоким давлением с целью образования в породе трещин. Для предотвращения смыкания трещин , после снятия давления , вместе с жидкостью закачивается крупнозернистый кварцевый песок.

Гидропескоструйная перфорация . С помощью гидроперфоратора , создающего напор песчано-жидкостной струи выбрасываемой с высокой скоростью , образуются трещины , которые увел. Проницаемость ПЗП.

Торпедирование. Заряжают взрывным веществом торпеду и взрывают против продуктивного пласта с целью увеличения его проницаемости.

3. Тепловые методы воздействия.

Спуск нагревающего устройства, которое действует периодически или постоянно .

Закачка в пласт горячей нефти / воды/насыщенного пара.

4. Волновые методы

Воздействие на ПЗП пульсирующим давлением и скоростью движущейся жидкости приводит к снижению поверхностного натяжения между нефтью и водой и подвижностью нефти.

Электро-гидравлическое воздействие. С помощью забойного генератора формируются высоковольтные электрические разряды в жидкости. Гидравлические импульсы давления создают микротрещины, ведущие к увеличению проницаемости пласта

5. Комбинированное воздействие на ПЗП

Термо –газо-химическое воздействие(ТГХВ) . Сжигание на забое порохового заряда , спускаемого на электрическом кабеле. Для усиления эффекта заряд сжигают в растворе HCl.

Термокислотная обработка . Спуск в скважину реакционного наконечника до 100 кг магния и прокачивают через негогорячий раствор соляной кислоты

Обработка ПАВ и растворителями.

Обработка ПАВ обладает хорошими отмывочными способностями, что приводит в увелич подвижности нефти

ЖОУ , растворителями АСПО.

61. причины снижения производительности скважин

1. Во время строительства

ухудшение проницаемости

2. во время эксплуатации

отложение парафина, мех примесей и неорганических солей.

63. Виды подземного ремонта скважин

1 . Текущий ремонт

А) планово- предупредительный . Предусмотрен календарным графиком промысла вкл. В себя след виды работ :

- измерение уровня погружных подъемных труб

-очищение или замена песочного якоря

- очищение скважины от парафина и солей

Б) Восстановительный ремонт. Когда нарушен технологический режим работы скважины

- смена насоса

-Смена НКТ и штанг

- ликвидация обрыва отвинчивания штанги

Данный вид работы осущ бригадой подземного ремонта

2.Капитальный ремонт

При КР осущ более сложные работы

1. Изоляция пластовой воды

2. Переход на другой продуктивный горизонт

3. Ликвидация скважины

4. Ликвидация аварии с обсадными трубами

5. Разбуривание пробок.

64. МРП – межремонтный период – промежуток времени от ремонта до очередного ремонта

Плановый МРП- 560 суток

65.Коэффициент эксплуатации скважин- соотношение скважин на дней отработанных к календарному времени.

K=Tдней отр/Ткаленд

Тдней отр- время , в течении которого скважина подавала продукцию.

К=0,97(плановое)

66.Работы по ремонту связаны с подъемом из скважины и спуском в нее НКТ, труб, оборуд.. Для их проведения устанавливают на устье скважины вышку. В вышке размещают талевую систему.Перед проведением СПО , трубы НКТ и штанги укладывают на спец мостки, сооружаемые около устья скважины.

Около скважины размещается подъемный механизм.

Для облегчения СПО применяют Автоматизатор подземного ремонта, Автоматические ключи, элеваторы, спайдеры, штропы, приспособления малой механизации.- направленные воронки , лотки , вилки , ерши , удочки и тд.. Для производства ловвильных работ- штанговые ловители, колокола, овершоты, метчики и тд.

67.

В- россии основной организацией по разработке ПО для бурения явл.НПО бурение» 1.гидравлика промывки с помощью показателя прогр опред след технологич показатели:а)подача насоса;б)геологич показатели бур раствора;в)размеры долот и их кол-во;г)величины потерь давления в циркуляционной системе;д)критич значение объема потока в затрубном пространстве и в трубах. 2.гидравлика цементирования скважин:позволяет выбрать способ цементирования,опред места установки муфт при ступенчатом цементировании;режим цементирования;плотность томпонажных растворов и высоту подъема цемента. 3.расчет бурильной колонны.Прогр позволяет выбрать оптимальную конструкцию скважины,охарактеризовать интервалы бурения;выбрать конструкцию бур колонны «бур софт проект» 1.отчетность по строительству скважин.Данная прогр позволяет получить всю информ о ходе строительства скважины начиная от проектирования и заканчивая созданием отчетов и архива докум по всему месторожд. 2.инженерные расчеты строительства скважины.Прогр пзволяет произвести рассчеты :профиль скважины;проверка обсодной колонны на прочность,показатели цементирования;проверка колонны бур труб на прочность;допустимых осевых нагрузок и гидравлич объемы промывки. «Бур-ИТ» данная организация в основном занимается созданием прогр проектирования всех процессов бурения(создание геодинамич моделей месторожд) компания peloton разрабатывает лучшие в мире прогр по разработке данных бурения.Сюда включ :бурение;рекультивация земель;эксплуатация месторожд и кап ремонт скважин. Компания roksan занимается созданием геодинамич модели месторожд. Компания петровайзер в основном создает прогр для эксплуатации месторожд,они создали прогр и для бурения скважин-ковер бурения скважин. Визуализация и печать данных геофизич исследования.

68.

1. Самотечная система сбора(негерметизированная , многотрубная , безнапорная )

• Выпадение осадка (Соли, мех примеси и тд)

• Данная система не предусмотрена для увеличения дебита скважины и не учитывает сезонные колебания вязкости нефти

• Большая металлоемкость . Данная система сбора действует на старых месторождениях

2.Автоматизированная система сбора (Высоконапорная , однотрубная )

• Полное устранение потерь легких фракций

• Значительно снижается возможность выпадения мех примесей , солей, парафинов т.к. продукция движется довольно быстро(под напором)

• Снижение металлоемкости(1 труба)

• Возможность полной автоматизации всех тех процессов

• Сокращение эксплуатационных расходов на обслуживание системы

69.Оборудование и методы измерения продукции скважин

70.Назначение АГЗУ «Спутник»

Установка предназначена для автоматического замера дебита нефтяных скважин по жидкости и газу. Состоит из блока технологического и блока автоматики. Блок технологический имеет несколько исполнений в зависимости от количества подключаемых скважин, условного прохода и производительности. Максимально возможное количество подключаемых скважин 14. Все оборудование смонтировано на металлическом основании, по периметру которого крепятся трехслойные металлические панели с утеплителем. Установки имеют электрическое освещение, отопление, принудительную вентиляцию.

71.Основные способы подготовки нефти

- подготовка нефти – отделение газа от нефти , посредством сепарации , чем больше ступеней сепарации , тем лучше будет отделение

- Стабилизация нефти – выделение из нефти легких фракций углеводородов и агрессивных компонентов .

Виды стабилизации

• Горячая сепарация – извлекает из нефти легких фракций одно/многократным испарением с дополнительным подогревом нефти

• Ректификация –многократная конденсация и испарение в спец ректификационной колонне с подогревом нефти до +240 градусов под давлением , сверху колонны производится орошение бензином.

- Обезвоживание и обезсоливание нефти

72.Основные способы подготовки газа

Подготовка газа заключается в его очистке от агрессивных компонентов, паров влаги , и мех примесей

Для очистки используют

• Абсорбация жидкостью – поглощение сероводорода и углекислоты этаноламиновыми растворами

• Адсорбация твердым веществом – агрессивные компоненты поглощаются твердым веществом. В качестве адсорбентов используют окись железа и актив угль. Данный процесс используется для окончательной очистки газа

Для удаления мех примесей производится спец. фильтрами , а удаление паров влаги- спец. осушкой

73.  Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий, направленных на предотвращение потерь нефти в недрах вследствие низкого качества проходки скважин, нарушений технологии разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин, приводящих к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и соседними горизонтами, разрушению нефтесодержащих пород, обсадной колонны и цемента за ней. Охрана окружающей среды предусматривает мероприятия, направленные на обеспечение безопасности населенных пунктов, рациональное использование земель и вод, предотвращение загрязнения поверхностных и подземных вод, воздушного бассейна, сохранения лесных массивов, заповедников, охранных зон и т.п.

74.Виды хранилищ нефти и газа.

1. Газовые хранилища

   1. ПХГ-оборудуют в истощенных газовых , газоконденсатных и нефтяных месторождениях. Для закачки газа строют компрессорную станцию , рассчитанную на 15 Мпа. К требованиям ПХГ явл

      1. Надежность (герметичность)

      2. Экономически-выгодное расстояние до мест потребления

   2. Газгольдеры – сосуды для хранения газа под давлением- стальной цилиндрический резервуар со сферическим дном , емкостью до 100 000 кубов

   3. МГ(магистраль). Макс объем добытого газа находится в магистральном газопроводе

2. Хранилища для нефти и нефтепродуктов

   1. Для временного хранения используют нефтяные резервуары

   2. Для сырой нефти – промысловые сырьевые резервуары

   3. Для товарной нефти – товарный резервуар

   4. Подземные хранилища - для нефти и нефтепродуктов

   5. Хранилища в каменной соли , сооружаемые путем ее размыва

   6. В пластичных породах, сооружаемые путем взрыва

   7. Отработанные шахты

   8. Льдо-грунтовые хранилища в вечной мерзлоте

3. Нефтебазы – для хранения нефти и нефтепродуктов

   1. С объемом резервуарного парка свыше 100К кубов

   2. Объем парка от 20 до 100 К кубов

   3. 1. Объем парка от 10 до 20 К кубов

      2. От 2 до 10 К кубов

      3. До 2 К кубов

4. Нефтяные гавани , причалы и пирсы

   1. Нефтяной гаванью называется водная территория, укрытая от ветров , сильных течений , ледоходов и имеющая достаточную площадь и глубину для причаливания и маневрирования нефтяных судов .

   2. Причалом называют сооружение, расположенное параллельно берегу , которое служит для швартовки нефтеналивных судов

   3. Пирсы – сооружение , расположенное перпендикулярно или под углом к берегу

5. АЗС . По способу монтажа и установки оборудования , АЗС делятся на стационарные и передвижные. Сооружают на 300-500-750-1000 заправок в сутки . 1 стандартная заправка = 50 литрам горючего и 2 литра масла.

75. МГ – газопровод для дальнего транспорта газа из газового месторождения до пункта потребления . Движение газа осуществляется компрессорными станциями , расположенными по трассе с интервалом в 100-150 км.

МГ работает круглосуточно . диаметр= 1420мм , длина= неск тыс км и пропускной способностью до 50 млн м3/сутки.

В зависимости от рабочего давления , МГ делится на 2 класса:

1. Давление от 2,5 до 10 Мпа

2. От 1,2 до 2,5 Мпа

Состав:

1. Проводящие газопроводы , связующие месторождения с МГ

2. Головные сооружения МГ , которые входят оборудования по осушке и очистке газа, компрессорный цех, системы электроводоснабжения и коммуникаций.

3. Линейные сооружения , к которым относятся запорные устройства (краны, задвижки), переходы через естественные и искусственные препятствия , станции защиты газопровода от коррозии , дренажные устройства , дороги вдоль всей трассы МГ

4. Промежуточные компрессорные станции

5. Подземные хранилища газа

6. Газораспределительные станции

76.Химическая и технологическая характеристика нефти

По соотношению углерода и водорода выделяют :

1. Метановые нефти CnH2n+2. Алканы. Характерно для Урало-Поволжского региона . Бывают газы (от СН4 до С4Н10), Жидкости(от С5Н12 до С15Н32), Твердые (С16Н34 до С35Н72)

2. Нафтеновые нефти CnH2n. Цикланы (Украина)

3. Ароматические (арены) . CnH2n-6.

По соотношению серы до 0,5%, до 2% , более 2%

Парафин До 1,5%,более 6%

По смолам до 18% и более 35%

По Технологическим характеристикам по ГОСТ 51858-2002

	1	2	3
Н2О,%	0,5	1
Соли, хлор(мг/л)	100	300	500
Мех примеси,%	0,005
Н2S(ppm)	20	50	100
Меркаптаны(ppm)	40	60	100

Миллионная доля (пропромилле) — единица измерения каких-либо относительных величин, равная 1•10^−6 от базового показателя. Аналогична по смыслу проценту или промилле. Обозначается сокращением ppm (от англ. parts per million или лат. pro pro mille, читается «пи-пи-эм», «частей на миллион»), млн^−1или мд

77. Классификация нефтепродуктов

1. Топливо

   1. Авиационный бензин для поршневых двигателей. Маркировка : Б-91/115 ,Б-91/130. Числитель характеризует величину октанового числа, знаменатель – сортность

   2. Автомобильные бензины . А80 ,А92 , АИ91 , АИ92 и тд. А-автомобильный , Число- октановое, И – октановое число определено исследовательским методом

   3. Реакционное топливо – лигроино- керосиновые фракции нефтей. Используют в газотрубных и реактивных двигателях. Требования к реактивным двиг:

      1. Хорошая прокачка в высоких и низких t от -50 до 250 градусов

      2. Топливо должно полностью воспламеняться и испаряться

      3. Теплота испарения не менее 43К Дж/кг

      4. Сгорать с высокой скоростью без образования нагара

      5. Не вызывать коррозию деталей топливной системы

   4. Дизельное топливо

      1. Летнее Л-0,2-40 (0,2- массовая доля серы ,40- температура вспыхивания при полож темпер. воздуха)

      2. З-0,2-35 (Зимнее, -35- температура застывания )

      3. А –арктическое топливо

К дизелю предъявляют след. Требования:

• t застывания должна быть ниже t воздуха в зимнее время

• обладать умеренной вязкостью

• Должно полностью сгорать

1. Газо-турбинные топливо- мазуты и газойли

2. Котельное топливо- флотские мазуты(Ф5,Ф12).Цифра обозначает вязкость при t в 40 градусов

3. Бытовые топлива

1. Нефтяные масла предназначены для снижения трения между твердыми поверхностями движущихся частей.

   1. Моторные масла для двигателей

   2. Индустриальные масла для промышленного оборудования

   3. Цилиндровые для смазки цилиндров поршневых и паровых машин

   4. Турбинные масла для охлаждения турбин и генераторов эл тока

   5. Компрессорные для цилиндров , штоков и клапанов

   6. Электроизоляционные масла в качестве диэлектриков и охлаждения субстанций в эл установках

   7. Белые масла в парфюмерии

2. Товарный парафин используется в качестве сырья для производства синтетических спиртов и кислот , применимых в медицине , пищевой промышленности , микробиологии , древесно-волокнистых плит и свечей. Церизин при производстве смазок для точной техники, для производства кремов и электро- изоляционного материала. Вазелин используется в медицине и парфюмерии

3. Нефтяные битумы получают из тяжелых остатков при перегонке нефти , выкипают при t=500градусов.(гидроизоляционные материалы)(полиграфические краски , кромельные материалы )

4. Осветительные керосины (бытовые нужды)

5. Растворители

6. Нефтяной кокс – твердый остаток , получаемый при коксовании нефтяного сырья. Сажа(технический углерод)-порошок черного цвета .Исп в резиновой промышленности ,эбонита , типографических красок.

78. Основы процесса первичной перегонки нефти

Первичная переработка нефти включает процессы ее очистки от солей и воды, испарения основных фракций в трубчатых печах и разделения на фракции в ректификационных колоннах. Наиболее часто крекингу подвергают фракции нефти, конденсирующиеся при 300 - 500 С. Широко применяемый в крекинге алюмо-силикатный катализатор ( см. стр. Сильное, но обратимое отравление алюмосиликатного катализатора происходит при наличии в сырье азотистых соединений. Необратимо отравляется катализатор соединениями щелочных металлов. Снижают активность катализатора соединения никеля, железа, ванадия и других тяжелых металлов. Нарушается работа катализатора при значительном содержании водяных паров. Для крекинга применяют дистиллаты нефти, не содержащей значительных количеств катализаторных ядов, или же подвергают нефть ( или крекируемый дистиллат) очистке от сернистых соединений гидрированием.

79. способ транспортировки нефтепродуктов

Большая часть нефти транспортируется нефтепроводами,жд транспортом в цестернах:а)спец назначения для перевозки высоковязких и высокопарафинестых нефтей и нефтепродуктов.б)цестерны с паровой подушкой для перевозки очень высоковязких нефтепродуктов.в)цестерны термосы внутр кот устанав трубчатый подогреватель для перевозки вязких нефте и нефтепродуктов.г)цестерны для сжижженных газов.Для пропана 20 мПа для бутана 80 мПа.

80. Сущность каталитического крекинга и риформинга

Каталитический крекинг Каталитический крекинг — процесс каталитического деструктивного превращения тяжелых дистиллятных нефтяных фракций в моторные топлива и сырье для нефтехимии, производства технического углерода и кокса. Процесс протекает в присутствии алюмосиликатных катализаторов при температуре 450— 530 °С и давлении 0,07—0,3 МПа. Механизм большинства реакций каталитического крекинга удовлетворительно объясняется в рамках цепной карбкатионной теории. В условиях каталитического крекинга карбкатионы могут существовать только в виде ионных пар карбкатион — отрицательно заряженный активный центр поверхности. Химические основы процесса. Сущность процессов, протекающих при каталитическом крекинге, заключается в следующих реакциях: 1) расщепление высокомолекулярных углеводородов (собственно крекинг); 2) изомеризация; 3) дегидрирование циклоалканов в арены.

Каталитический риформинг позволяет Превращать низкоок-тановые бензины в высокооктановые. Наряду с этим при пере - работке соответствующих узких фракций бензинов каталитическим риформингом можно получать ароматические углеводороды ( бензол, толуол, ксилолы и этилбензол), являющиеся важным сырьем для химической промышленности. Таким образом, каталитический риформинг позволяет разрешить две важные проблемы: получение ароматических углеводородов для органического синтеза и улучшение качества автомобильных бензинов.