авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«КУРС «Добыча, подготовка и транспорт продукции на шельфе» СамГТУ НТФ САМАРА 2008г ...»

-- [ Страница 4 ] --

Четвёртый подход (Приразломное месторождение) основан на использовании двух отдельных ледостойких устройств – платформы и системы налива. Добыча ведётся с ледостой кой платформы с хранилищем, рассчитанном на 90 тыс.т.нефти. С платформы нефть подаётся по подводному трубопроводу на отдельно сооруженный ледостойкий монопод с основанием на дне диаметром 40 м. Монопод снабжен выносной стрелой, с которой и будет подаваться нефть на танкер, швартующийся к моноподу. Монопод защищен от повреждений при швартовке верх ними и нижними защитными кольцами. Монопод непрерывно обслуживается ледоколом.

Пятый подход предложен РФ для мелководных акваторий с глубинами до 25 м. В доке сооружается П – образный загрузочный пункт, обладающий плавучестью. После доставки на место он затапливается. Нефть накапливается в секциях. Над ним сооружается башня, возвыша ющаяся над уровнем моря. Башня снабжена стрелой для налива танкеров. Загрузочный пункт снабжен гидравлическим шлюзом. В него входит ледостойкий танкер и шлюз закрывают. Вода внутри не замерзает благодаря электроподогреву.

Шестой подход предложен фирмой «Хайтек Марин» - Норвегия для месторождений Печорского моря, расположенных вблизи поселка Варандей. Он основан на сооружении под водного основания «PLEM», поворотного швартового устройства с подачей нефти и всплываю щих буйков для подачи наливных шлангов. Устройство непрерывно обслуживается лекдоко лом.

Седьмой подход разработан ГИПРОСПЕЦГАЗОМ с привлечением ЦНИИ им. Кры лова. Он основан на создании арктического терминала, представляющего собой мощное осно вание на дне с массой 400 т., а над морем – вертлюг с устройством налива.

Ближайшее будущее основано, по видимому, на наливе ледостойких танкеров не через верх, а через днище через специальную шахту.

3. Береговые терминалы Береговые терминалы – это по сути НСП (нефтесборные пункты), т.е. комплексы со следующими функциями:

- приём продукции;

- подготовка продукции до требований нормативных документов;

- хранение продукции;

- перекачка продукции в магистральные системы.

Инфраструктура береговых терминалов существенно отличается от сухопутных НСП, ибо они, как правило, расположены в необжитых районах, а, значит, должны иметь дополни тельные весьма специфические составляющие:

- строительно – монтажные площадки по сборке укрупнённых узлов для платформ и даже модулей с соответствующими причалами;

- мощные электростанции (как правило, на газе стабилизации);

- транспорт, жилые помещения, дороги;

- устройства для очистки подводных труб;

- вертолётные площадки, склады и т.д.

Таким образом, правильнее сказать, что береговые терминалы – это суперпроиз водственный комплекс.

В табл.2 приведены основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах.

Сточная вода с береговых терминалов либо закачивается в поглощающие скважины на его территории, либо откачивается по подводным трубопроводам на платформы и используется для целей ППД, либо сбрасывается в море (остаточное содержание нефти не выше 29 мг/л). На помним, сброс сточной воды в море в РФ запрещен.

Таблица Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах Тип Примерная стои Расположение и мость, производительность млн. $ Дас Айленд, Абу Даби 14 млн.м /сутки;

сжиженный природный газ Южная Африка Синтетический бензин Саллом Ву Шетландские Подготовка нефти и газа острова до 300 тыс.т./сутки 42 млн.м3/сутки Арзью, Алжир сжиженный природный газ Залив Прадхоу Бей, Аляска Подготовка нефти и газа до 40 тыс.т./сутки Кувейт Извлечение и сжижение пропано – бутановой фракции Иногда удаётся обойтись без сооружения полновесных береговых терминалов:

- Вьетнам, месторождение «Белый Тигр» - нефть с платформ поступает в танкер – хранилище, оттуда танкерами сразу на экспорт. Попутный газ по подводному трубопроводу на берег, где его сушат, отбензинивают и сжигают на местной электростанции.

- РФ, Штокмановское месторождение – на берег по подводному трубопроводу дли ной 650 км будет доставляться только газ;

после его подготовки он будет сдаваться в систему магистрального транспорта.

- РФ, Приразломное месторождение – нефть танкерами сразу на экспорт и т.д.

Не смотря на то, что на сегодняшний день на Российском арктическом шельфе углево дороды в промышленных масштабах ещё не извлекаются, да и ни один магистральный трубо провод не выходит на побережье северных морей, тем не менее танкерами вдоль побережья стран Северо – Западной Европы на экспорт было отправлено весьма существенное количество нефти и нефтепродуктов:

- в 2002 г. – 4 млн.т.;

в 2003 г. – 8 млн.т.;

в 2004 г.- 12 млн.т.;

в 2005 г. – 9,5 млн.т.;

в 2006 г. – 10,5 млн.т.

В этот период (2002 – 2006 г.) в общей сложности для этих целей было задействовано 16 арктических морских перегрузочных береговых комплекса – от Тикси на востоке до Кирки неса – на западе (Табл.3). В настоящее время работают 10 из них и озвучены планы строитель ства ещё девяти (Рис.1, 2). Причём, большая часть грузов, идущих Северным путём, перегружа ется в Баренцевом море на линейные танкеры дедвейтом от 50 до 150 тыс.т.

Ожидается, что в течении ближайшего десятилетия до 50 млн.т. жидких углеводородов будет поставляться по железной дороге с месторождений, расположенных на суше, на берего вые терминалы в Кольском заливе Баренцева моря, порты Витино и Архангельск Белого моря.

Ещё 20 млн.т. может поставляться с северных месторождений Тимано – Печорской провинции в Ненецком автономном округе и в Печорском море. Терминалы в Карском море способны от гружать на экспорт 2 – 3 млн.т. нефти с перегрузкой на перевалочных комплексах в Баренцевом море.

Согласно прогнозам экспертов (научно – исследовательская норвежская компания «Akvaplan-niva» по поручению Секретариата Баренцева региона, при участии Сванховд – цен тра), подготовленным на основе докладов МНП, Минтранса, МЭРТ, Росстата РФ, к 2015 РФ будет располагать мощностями по отправке на экспорт через северное направление порядка млн.т.в год.

Табли ца Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. и планируемые мощности на г., тыс.т.* № Отгружено, тыс.т. Мощность тыс.т.

Терминал п.п 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2006 г. 2010 г.

Море Лаптевых 1 Тикси 60 - - - - 100 Карское море 2 Дудинка 20 40 - 20 20 100 3 Диксон - - - - - - 4 Обская губа 110 220 240 360 460 600 Печорское море 5 Варандей 200 400 560 600 500 1500 6 Приразлом ное - - - - - - 7 Колгуев 120 100 80 80 80 200 8 Индига - - - - - - Белое море 9 Архан гельск 1930 1500 3450 4200 3100 4500 10 Северо двинск - - - - - - 11 Онега - 320 - - - - 12 Витино 2900 5700 3700 1600 3700 11000 Баренцево море 13 Мурманск - - 3700 2700 1700 8000 Мохнатки на Пахта - - - - 730 2500 Лавна - - - - - - 14 Печенга - - - - - - * - номера терминалов в таблице соответствуют номерам на карте (Рис.1, 2).

Проанализируем таблицу.

Море Лаптевых Порт «Тикси» (точка 1 на рис.1) уже не отправляет нефть на экспорт по Северному морскому пути, хотя с 2000 по 2002 г именно отсюда нефть с Талаканского месторождения, расположенного на суше, направлялась в Роттердам танкерами дедвейтом в 20 тыс.т. (сначала нефть перекачивалась по временному трубопроводу до терминала «Витим» на берегу р. Лена, оттуда речными танкерами дедвейтом 2 тыс.т. в Тикси).

В настоящее время месторождение переориентировано на трубопровод Восточная Си бирь – Тихий океан (ВСТО) для масштабных поставок в страны Азиатско Тихоокеанского региона (АТР).

Карское море Ещё совсем недавно «Роснефть» планировала к 2008 г. построить нефтепровод мощно стью 30 млн.т. в год от группы Ванкорских месторождений в Западной Сибири до «Дудинки»

(точка 2 на рис.1) и «Диксона» (точка 3 на рис.25) с одновременным строительством берегово го терминала (БТ) в Диксоне;

тем более, что Дудинка в последние годы уже поставляла на экс порт танкерами 20 – 40 тыс.т нефти.

Но в 2006 г. было принято решение соорудить нефтепровод в южном направлении от Ванкора до Пур-Пе, откуда сырье будет сдаваться в систему «Транснефть».

Обская губа С 1999 г. компания «РИТЭК» перегружает нефть, добываемую на западносибирских месторождениях, на экспорт в Обской губе (точка 4 на рис.1).

Ранее сырьё доставлялось по местным трубопроводам на терминалы на реке Обь, отту да речными танкерами с дедвейтом 2 тыс.т. перевозилось в Обскую губу, где переваливалось на рейде на танкеры с дедвейтом 20 тыс.т., которые, в свою очередь, транспортировали его на танкер – накопитель «Белокаменка» в Кольском заливе.

Но в 2006 г. компания оптимизировала транспортную схему и начала перевалку через 40 тыс.т. танкер – накопитель «Североморск» в Обской губе, благодаря чему и удалось отпра вит на экспорт 460 тыс.т. нефти.

В будущем компания планирует построить нефтепровод и терминал в Обской губе мощностью 3 млн.т. в год.

Печорское море а) Ещё в 2000 г «Мурманское морское пароходство» и «ЛУКОЙЛ» ввели в эксплуа тацию нефтеналивной терминал «Варандей» (точка 5 на рис.1). Это один из самых перспектив ных проектов. Сырьё с С-В месторождений Ненецкого АО доставляется по трубопроводам на нефтехранилище терминала «Варандей», затем по подводному трубопроводу длиной 5 км в подводные сооружения и лишь затем в танкеры ледового класса дедвейтом 20 тыс.т., достав ляющие нефть на танкер – накопитель «Белокаменка» в Кольском заливе. Именно так «ЛУКОЙЛ» в 2006 г. отправил на экспорт тыс.т. нефти.

В 2005 г. «ЛУКОЙЛ» начал строительство нового нефтеперегрузочного комплекса «Варандей-2» мощностью 12 млн.т. нефти в год.

Этот БТ будет поставлять на экспорт сырьё, добываемое российской компанией «ConocoPhillips» в рамках совместного проекта «Северные территории». Проект предусмат ривает сооружение 20 км подводного трубопровода (2 нитки) к стационарному морскому ледо стойкому отгрузочному причалу (СМЛОП), который будет обеспечивать круглогодичную перевалку в танкера дедвейтом до 70 тыс.т., которые будут доставлять нефть не терминал в Ба ренцевом море для загрузки в линейные танкера дедвейтом до 180 тыс.т. В будущем мощность терминала «Варандей-2» может быть увеличена до 25 млн.т. в год..

Всё строительство ведёт «ЛУКОЙЛ – Калининградморнефть», а челночный транс порт будет осуществлять «Совкомфлот».

б) в 2008 г. начнется промышленная добыча нефти на месторождении «Приразлом ное» (лицензия с 2002 г принадлежит «Севморнефтегазу» – 100 % дочернему предприятию «Газпром» (точка 6 на рис.25). В 2007 г платформа «Приразломная», изготовленная на «Сев машпредприятии» в Северодвинске установлена на месторождении.).

Сырьё прямо с платформы «Приразломная» будет круглогодично отгружаться в чел ночные танкеры ледового класса дедвейтом до 70 тыс.т., которые будут его доставлять на тер минал в Баренцевом море для последующей перегрузки в линейные танкера на экспорт. Чел ночный транспорт будет осуществлять «Совкомфлот» при поддержке «Газфлот».

в) Ещё в 1987 г с БТ «Колгуев» (месторождение «Песчаноозерское» – первое введен ное в промышленную эксплуатацию в Ненецком АО) была отправлена первая партия нефти (точка 7 на рис.1). В настоящее время здесь добывается до 100 тыс.т. нефти в год. Практически вся она отгружается в летнюю навигацию с резервуарного парка на о. Колгуев через дюкер в танкеры дедвейтом до 20 тыс.т. и направляется сразу на экспорт.

Перспективы развития БТ «Колгуев» ограничены объёмами добычи.

г) «Транснефть» намерена построить трубопровод Харьяга – Индига (Северный тру бопровод), но сроки строительства ещё не определены (точка 8 на рис.1).

Белое море а) Терминал «Талаги» (точка 9 на рис.1), расположенный возле Архангельска на бере гу реки Северная Двина, используется с 2002 г. компанией «Роснефть-Архангельскнефтепро дукт» для отгрузки экспортного сырья, добываемого в Тимано – Печорской провинции дочер ним предприятием «Роснефти» - «Северная нефть».

Оно поступает по магистральному трубопроводу Уса – Ухта – Ярославль на нефте перекачивающую станцию Приводино на юге Архангельской области. Здесь сырьё перевалива ется в железнодорожные цистерны и доставляется на нефтехранилище в Талаги, где и загружа ется в танкеры, дедвейтом 20 тыс.т., транспортирующие его на танкер – накопитель «Белока менка» в Кольском заливе.

Перевозка челночными танкерами осуществляется предприятием «Роснефтефлот» дочернее предприятие «Роснефти». В 2005 г. компания «Роснефть-Архангельскнефтепро дукт» отгрузила через БТ «Талаги» 4,2 млн.т. нефти и нефтепродуктов;

в 2006 г. – 3,1 млн.т. В январе 2007 г. «Роснефть» и «Совкомфлот» подписали соглашение об образовании на базе «Роснефтефлота» совместной компании по обслуживанию морских проектов.

В 2006 г. компания «Роснефть-Архангельскнефтепродукт» приступила к ре конструкции терминала «Талаги», которая завершилась в 2007 г. В результате, мощность тер минала была увеличена до 6 млн.т в год. Включая 4,5 млн.т сырой нефти. В дальнейшем плани руется поэтапно увеличить пропускную способность до 10 млн.т.в год.

б) В 2006 г. компания «Роснефть» завершила строительство терминала «Приводино»

(на рис.1 не показано), мощностью 4,5 млн.т в год, призванного служить промежуточным зве ном транспортной схемы.

в) В 2003 г. компании «Татнефть» и «АРМ-нефтесервис» заявили о намериниях соо рудить терминал в Северодвинске (точка 10 на рис.1) мощностью до 5 млн.т. в год для пере грузки нефти, доставляемой по железной дороге. Полагалось, что нефть будет накапливаться в береговом резервуарном парке в районе Онеги. Затем по 30 км подводному трубопроводу она будет транспортироваться на танкер – накопитель в Онежской губе и далее отгружаться в ли нейные танкера на экспорт.

Но в 2004 г. «АРМ-нефтесервис», а в 2005 г. и «Татнефть» отказались от своих пла нов. Позднее «АРМ-нефтесервис» обсуждала новый проект возведения терминала в Онежской губе Белого моря, а «Татнефть» начала строить свой собственный терминал в Калининград ской области.

г) В 2003 г. ОАО «Волготанкер» осуществляло перевалку мазута в Онежской губе Бе лого моря (точка 11 на рис.1).

Речные танкеры типа «нефтерудовоз» доставляли его через Беломоро – Балтийский ка нал в Онежский залив, где и перегружали на танкеры «Латвийского морского пароходства»

дедвейтом 28 тыс.т., перевозившие его непосредственно в Роттердам. В 2003 г. таким образом было экспортировано 320 тыс.т. мазута и сырой нефти. Но, данные операции были прекращены вследствие аварийного разлива мазута, произошедшего в сентябре 2003 г.

д) «Витино» - (точка 12 на рис.2) – первый частный морской порт в новой России.

Отгрузка сырья на экспорт началась ещё в 1995 г. Нефть и нефтепродукты доставляют ся на «Беломорскую нефтебазу» по железной дороге и переваливаются в Витино в танкеры дедвейтом до 80 тыс.т., которые транспортируют их на экспорт либо напрямую, либо с пере грузкой в Баренцевом море. В 2003 г. терминал «Витино» отгрузил на экспорт 5,7 млн.т. неф ти, в 2004 г. – 3,7 млн.т (транспортные потоки были переориентированы на Мурманск), в г. – 1,6 млн.т. (включая 800 тыс.т. газового конденсата), в 2006 г. – 3,7 млн.т.

В 2004 г. на терминале была начата масштабная реконструкция и к 2005 г. пропускная способность терминала была доведена до 11 млн. т. в год. Одновременно компании «НОВАТ ЭК» совместно с «Беломорской нефтебазой» нарастили мощности по перевалке газового кон денсата.

е) В 2005 г. компания «Рос-ойл» - дочернее предприятие ЗАО «ОБЛ нефтепродукт» начала строительство терминала «Бакланка» в Вологодской области.

Нефть, поступающая по трубопроводу Ухта – Ярославль, будет перегружаться в желез нодорожные цистерны и отправляться в «Витино». Данный терминал мощностью 3,8 млн.т. в год в конце 2007 г. сдан в эксплуатацию.

Баренцево море Восточный берег Кольского залива а) В 2004 г. терминал – 1 «Мурманский» (точка «А» рис.2), построенный с помощью «Мурманского морского рыбного порта» начал перегрузку экспортной нефти с железнодо рожных цистерн в морские челночные танкеры, которыми она доставлялась на 127 тыс.т.

танкер – накопитель «Трейдер», установленный на рейдовом перегрузочном комплексе (РПК 1) Мурманского морского пароходства в Кольском заливе.

б) В 2004 г. терминал - 2 «Мурманский» (точка «Б» рис.2), построенный на «35-ом су доремонтном заводе» совместно с компанией «Тангра Ойл» начал параллельную работу с терминалом – 1.

К 2007 г. компания «Тангра Ойл» провела модернизацию терминала, увеличив его пропускную способность с 3,5 млн.т. в год до 7,5 млн.т. в год.

В 2005 г. танкер – накопитель «Трейдер» установили прямо у причала терминала – 2.

Нефть и нефтепродукты стали подаваться на него по трубопроводам и переваливаться на «танкеры – отвозчики».

В 2006 г. компания «Тангра Ойл» перешла на операции только с нефтепродуктами и отправила на экспорт в 2006 г. 1,7 млн.т. мазута.

в) Терминал «Мохнаткина Пахта» (точка «В» рис.2) в Североморском районе был введён в эксплуатацию в 2006 г. Он построен совместно компаниями «Коммандит Сервис» дочернее предприятие «Прожетра» - и «Судкомгрупп» с использованием мощностей нефтеба зы Северного морского флота.

Нефть и нефтепродукты поступают по железной дороге на станцию Мохнаткина Пахта, перегружаются в резервуарный парк и по трубопроводу перекачиваются на танкер – накопитель «Маршал Василевский» дедвейтом 68 тыс.т., откуда нефть и нефтепродукты переваливаются на танкеры – отвозчики.

Мощность терминала составляет 2,5 млн.т. в год. В 2006 г. через терминал было от правлено на экспорт 730 тыс.т. продукции. «Прожетра» - и «Судкомгрупп» планируют уве личить пропускную способность терминала до 5 млн.т. в год.

г) компании «Прожетра» - и «Судкомгрупп» рассматривают возможность строитель ства терминала «Сафоново» возле Североморска с мощностью 15 млн.т. в год.

Западный берег Кольского залива а) В соответствии с генеральной схемой развития Мурманского портового транспорт ного узла, разработанной «ЛенморНИИпроектом» для министерства транспорта России и администрации Мурманской области планируется построить базу снабжения и нефтеперегру зочный комплекс мощностью 25 млн.т.сырой нефти в год и отдельный терминал для перегрузки нефти пропускной способностью 4,5 млн.т нефти в год «Лавны».

Первая очередь (10 млн.т. в год) будет введена в эксплуатацию в 2008 г.;

вторая – в 2012 г. Предусматривается сооружение новой железнодорожной линии Мурмаши – Пяйве с возведением станции Мурмаши – 2. В перспективе мощность отдельного терминала может быть увеличена до 10 млн.т. в год.

б) В 2002 г. с первого рейдового перегрузочного комплекса (РПК-1) «мыс Мишукова»

( точка «1» рис.26) была отправлена первая нефть на экспорт.

До 2004 г. перевалка сырья осуществлялась там борт в борт с челночных танкеров на танкера – отвозчики дедвейтом порядка 100 тыс.т. С 2004 г. эти операции велись через танкер – накопитель «Трейдер», а с 2005 г. когда данное судно встало у причала 35 судоремонтного за вода, РПК-1 не работает, хотя его мощность составляет 5,4 млн.т.в год.

в) В 2003 г. компанией «Белое море сервис» был введён в эксплуатации «РПК-2», рас положенный в Кольском заливе ( точка «2» рис.2), но проработал он только несколько месяцев, перегружая нефть, поступавшую с терминала «Витино».

г) В 2004 г. начал функционировать самый крупный РПК-3 «Белокаменка» ( точка «3»

рис.26). Он представляет собой совместное предприятие «Роснефти» и норвежской компании «Bergesen».

Основу терминала составляет танкер – накопитель «Белокаменка» дедвейтом тыс.т., принимающий нефть с челночных танкеров из Обской губы, Варандея и Талаги и отгру жающий её в линейные танкеры дедвейтом до 150 тыс.т.

Мощность данного терминала на сегодняшний день составляет 5 млн.т в год, но может быть увеличена до 20 млн.т. в год. В 2006 г. терминал отправил на экспорт 4 млн.т. нефти.

д) Компания «Севнефть» предлагает построить нефтяной и сухогрузный морской порт «Северный» в бухте Печенга Мурманской области (точка 14 на рис.1), рассчитанный на пере валку 30 млн.т.нефти и нефтепродуктов в год..

Продукция будет доставляться морским и железнодорожным транспортом и перегру жаться в танкеры дедвейтом до 300 тыст. в год.

Норвежское море а) В 2002 г в территориальных водах Норвегии была произведена первая перевалка рос сийской нефти в районе «Киркенеса». Три танкера ОАО «ЛУКОЙЛ-Арктик-Танкер» доста вили по 15 тыс.т.нефти каждый на борт греческого танкера «Shinoussa» корпорации «Eletson».

б) В 2005 г. компания «Kirkenes Transit» получила официальное разрешение на пере валку газового конденсата в «Бекфьорде» (точка 15 на рис.1). Эта продукция транспортирова лась челночными танкерами с терминалов в Белом море и перегружалась борт в борт в суда дедвейтом до 75 тыс.т. Однако. В 2006 г. норвежское правительство наложило запрет на эту де ятельность в связи с тем, что она велась в районе территории охраны атлантического лосося.

в) После закрытия терминала в «Бекфьорде» его функции взял на себя «Сарнесфьорд»

(точка 17 на рис.1). С февраля 2007 г. «Kirkenes Transit» перегружает там газовый конденсат с челночных танкеров на суда с дедвейтом 75 тыс.т. и планирует переваливать за сезон 2,2 млн.т.

В будущем компания планирует переваливать также нефть и нефтепродукты.

Кроме того, итальянская корпорация «ENI» рассматривает возможность транспорти ровки через данный терминал сырья с норвежского месторождения «Голиаф» в Баренцевом море.

г) Планы по строительству терминала «Вадсе» (точка 16 на рис.1) для перевалки рос сийской нефти обсуждаются с 2004 г. Инициатором выступает канадская компания «Sannex Incorporation». Согласно плана нефть и нефтепродукты будут доставляться из портов Белого моря челночными танкерами и отгружаться в линейные суда с дедвейтом до 300 тыс.т.

д) Терминал «Квалсунде» (точка 18 на рис.1) предлагает построить итальянская компа ния «ENI» с рядом российских фирм.

е) С 2006 г. вновь стали обсуждаться планы создания терминала «Гретсунде» (точка на рис.21) на месте ликвидированной военной базы, но конкретных проектов пока не обнародо вано.

Лекция № 1. Проекты освоенния шельфовых месторождений РФ 1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне РФ Для всех вариантов предполагается, что навигация в арктической зоне в зимний период производится при помощи ледокольных судов. Транспортные суда должны иметь противолед ное подкрепление в носовой части и двойной корпус.

Вариант № 1.

Хранение Все морские устьевые платформы (МУП) связываются подводными трубопроводами с пришвартованной к берегу баржей (ПБ), служащей ёмкостью для хранения и площадкой для первичной переработки. Баржа подводными трубопроводами связывается либо с загрузочным буем (ЗБ) при минимальной глубине моря 22 м, либо погружной погрузочной турелью (ППТ) при глубине моря порядка 35 м.

Погрузка При использовании ЗБ:

- загрузка в челночный танкер водоизмещением 40 – 60 тыс.т., который доставляет нефть в порты Териберка или Печенга Мурманской области с последующей перегрузкой в экс портный танкер, пришвартованный прямо в порту бортом в борт.

- загрузка в челночный танкер водоизмещением 40 – 60 тыс.т., который доставляет нефть на танкер хранилище, стоящий на границе льдов, например, около острова Колгуев или в Индигской губе.

- прямой экспорт челночными танкерами на рынки Западной Европы, например, в Роттердам.

При использовании ППТ:

- прямой экспорт челночными танкерами на рынки Западной Европы, например, в Роттердам.

Вариант № 2.

Хранение Все МУП сооружают класса ПБДХ, т.е. приспособленными для бурения, добычи и хра нения нефти на мелководье до 20 м.

Погрузка - прямая погрузка на небольшой танкер, водоизмещением до 20 тыс.т. или на танкер среднего размера в 20 – 40 тыс.т. (если минимальная глубина моря равна 15 м), с прямой перегрузкой на более крупный танкер в портах Териберка или Печенга Мурманской области.

- прямая погрузка на небольшой танкер, водоизмещением до 20 тыс.т. или на танкер среднего размера в 20 – 40 тыс.т. (если минимальная глубина моря равна 15 м), с прямой пере грузкой на более крупный танкер хранилище в открытом море, например, около острова Колгу ев или в Индигской губе.

- погрузка для прямого экспорта при помощи ЗБ.

- погрузка для прямого экспорта при помощи ППТ, либо перекачка на другую плат форму для отгрузки.

Вариант № 3.

МУП с первичной переработкой, затем перекачка по подводному трубопроводу на дру гую платформу для дальнейшей переработки, хранения и отгрузки.

Вариант № 4.

Морское эксплуатационное судно, которое можно отсоединять от скважины. Погрузка через ППТ или напрямую.

Из всех танкеров предпочтение должно быть отдано танкерам двойного назначения (ТДН). Они имею корпус с азиподной энергетической установкой специальной конструкции и способны функционировать без ледокольного сопровождения, а в открытом море они эффек тивнее обычных танкеров на 10 – 15 %.

1.2. Проект «Баренц-1»

1.2.1. Месторождение Медынское море Лицензия на право пользования недрами по Медынско – Варандейскому, Поморскому и Колоколморскому участкам Баренцева моря до 2025 года выдана ЗАО «Арктикшельфнефте газ» в 1999 г.

Медынско – Варандейский участок площадью 2405 км2 расположен в Ю-В части Барен цева моря (мелководная акватория Печорского моря с глубинами до 19 м) в 1000 км от г.Мур манска и в 410 км от г. Нарьян- Мара на расстоянии 23 км от берега (Медынское – море).

Участок имеет 6 основных структур, по три на каждом из подучастков.

Месторождения многопластовые, нефтегазовые, приурочены к терригенным и карбо натным породам триаса, нижнего карбона, девона и селура на глубинах примерно от 1000 до 4000 м.

Концепция разработки предусматривает бурение эксплуатационных и нагнетательных скважин как с большими зенитными углами (пологими) так и горизонтальных, в том числе двух- и трёхзабойных с различной протяженностью.

Месторождения будут разрабатываться с использованием только ледостойких стацио нарных платформ (ЛСП).

Предполагается последовательный ввод ЛСП и мощностей по добыче нефти с интерва лом 3 – 5 лет, что позволит сохранить примерно постоянный объём добываемой нефти (5 – млн.т) в течении 9 – 10 лет.

Предполагается, что за 30 лет самая первая ЛСП может исчерпать свой ресурс.

1.2.2. Месторождении Варандней – море На месторождении будут использоваться самые простые разновидности ЛСП – так на зываемые блок – кондуктора (БК).

Блок – кондуктор это ледостойкая платформа свайного типа с минимальным составом оборудования. Она предназначена для бурения 12 – 14 эксплуатационных скважин и подачи пластового продукта на центральную БК.

Затем, продукция по подводным трубопроводам будет подаваться на баржи, размещен ные в находящейся поблизости от месторождения Варандей – море Варандейской губе (здесь отсутствуют подвижки льда и нет значительного волнения). На баржах смонтировано всё необ ходимое энергетическое, насосное и технологическое оборудование.

С барж продукция будет подаваться на уже существующий Варандейский отгрузочный терминал (ВОТ), где и осуществляется вся необходимая подготовка.

При необходимости, подготовка продукции (полная или частичная), может быть пере несена на баржи.

Окончательно подготовленная нефть с ВОТ по подводному трубопроводу будет отка чиваться на морской отгрузочный причал (МОП) и вывозиться челночными танкерами.

На месторождении Медынское – море будут последовательно сооружены три ЛСП (сначала Медынь – центр, затем Медынь – север и, наконец, Медынь – юг) со стальными опор ными основаниями.

ЛСП – Центр предназначена для бурения двумя станками и эксплуатации 38 скважин, подготовки нефти, её хранения (вместимость хранилища не менее 90 тыс.т) и прямой (с ЛСП) отгрузки в танкеры, дедвейтом до 40 тыс.т.

ЛСП – Север (30 скважин и одна буровая установка) и ЛСП – Юг (20 скважин и одна буровая установка) не имеют хранилищ и систем отгрузки нефти в танкеры, поэтому соединены с ЛСП – Центр подводными трубопроводами для перекачки добытой нефти.

Все три платформы имеют систему ППД, для чего используют как сточную, так и мор скую воду.

Данный вариант обустройства месторождений реализуем на производственных мощностях судостроительных предприятий С-З РФ.

Вывоз нефти планируется с перевалкой или в Кольском заливе (Лавна), или в губе Пе ченега. Конечный порт Роттердам и порты восточного побережья США. Для Ротердама эффек тивны и прямые перевозки без перевалки.

Для вывоза нефти рекомендуются челночные танкеры новой постройки с ледовой кате горией ЛУ – 6, дедвейтом, как минимум, 40 тыс.т.

Для вывоза «ранней» нефти возможно использовать уже имеющиеся челночные танке ра типа «Астрахань», дедвейтом около 20 тыс.т.

Для вывоза нефти на рынки сбыта рекомендуется аренда линейных (не ледовых) танке ров дедвейтом до 250 тыс.т.

В качестве ледоколов, обеспечивающих эксплуатацию челночного флота предусматри ваются специальные многофункциональные ледокольные суда.

Сведения о судьбе попутного газа отсутствуют.

Схема обустройства месторождений Варандей – море и Медынское – море приведена на рис.1.

Схема обустройства месторождений Варандей – море и Медынское – море ЛСП Медынская-Север БК Варандей-море МОП ЧТФ ЛСП Центр ЧТФ БК Варандей-море ЛСП Медынская-Юг БК - Север PLEM БК - Центр БК - Юг ВОТ БЕРЕГ Б Варандейская губа Рис.1.

БК – блок-кондуктор;

Б – баржи;

ВОТ – Варандейский отгрузочный терминал;

PLEM – оконченный манифольд подводного трубопровода;

МОП – Морской отгрузочный причал;

ЧТФ – челночный танкерный флот;

ЛСП – ледостойкая стационарная платформа.

Схема позволяет при достройке PLEM отказаться от использования барж, подключив к нему все пять БК и сосредоточив подготовку продукции на ВОТ.

Расположение основных морских платформ в Балтийском и Баренцовом морях приве дено в Табл.1.

Таблица 1.

Расположение основных морских платформ в Балтийском и Баренцовом морях на начало 2007 г.

Управ-щий/ Глубина Глубина бу Место Оператор/ воды рения Название Тип Статус распол-ния Владелец (фут) (фут) Baltic Sea Артикмор/ Морское Россия Ремонт - Rig 01 -/ основание Amazone Газфлот/ Самоподём Россия Установка 165 -/ ная платфор - ма Arkticheskaya Газфлот/ Самоподём Россия Строитель- 330 -/ ная платфор- ство Газпром ма Gazprom 01 Газпром/ Самоподём Россия Установка 132 -/- ная платфор ма Shelf 7 ЛУКОЙЛ/ Полупогруж- Россия Заморожена 3200 -/ ная буровая - платформа Baltic Beta Petrobaltic/ Самоподём Польша Добыча 295 -/ ная платфор - ма Petrobaltic Petrobaltic/ Самоподём Польша Бурение 300 -/ ная платфор - ма Scarabeo 8 Saipem/ Полупогруж- Россия Строитель- 10000 -/ ная буровая ство - платформа Oban B SeaDragon Полупогруж- Россия Строитель- 10000 Offshore/ ная буровая ство -/ платформа SDO II SeaDragon Полупогруж Россия Строитель- 10000 Offshore/ ная буровая ство -/ платформа В Калининградской области открыто около 30 месторождений нефтяных. 25 осваивает ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» с суммарными извлекаемыми запасами 45,6 млн.т.

В 2004 г началась разработка Кравцовского месторождения на шельфе Балтики в 22, км от берега с извлекаемыми ресурсами в 9,1 млн.т. Максимальная добыча достигнута в 2007 г – 600 т.т.

На месторождении установлена морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП), изготовленная на Калининградском заводе металлоконструкций, предназначенная для бурения и эксплуатации скважин. Добытая продукция транспортируется по подводному трубо проводу до берегового сборного пункта. Где доводится до товарной кондиции и по сухопутно му трубопроводу до терминала «ЛУКОЙЛ-1» и танкерами на экспорт.

Терминал – один из мощнейших в регионе (имеет сертификат BVQI –бюро Веритас) о соответствии международному стандарту ISO 140001:2004 и спецификации OHSAS 18001: в области экологии и БЖД.

2.2. Сахалинские проекты Историческая справка:

Освоение шельфа Сахалина началось в 1968 г. когда в районе полуострова Кеуту была пробурена наклонно направленная скважина с отклонением ствола 600 м. Через 3 года объеди нение «Сахалиннефть» пробурило наклонно направленную скважину на песчаной косе Одапту, где было подтверждено наличие запасов нефти. В 1975 – 1983 г. в рамках Генерального согла шения с японской компанией SODECO объединение «Сахалинморнефтегазпром» проводило нефтеразведку непосредственно на шельфе. В результате были открыты месторождения Одапту и Чайво. Затем, «Сахалинморнефтегаз» самостоятельно открыл месторождения Луньское, Пильтун-Астохское и Аркутун-Дагинское. В 1995 г. было подписано соглашение о разделе про дукции по проекту «Сахалин-1» в котром Роснефть и Сахалин морнефтегаз имели 40 %. В авгу сте 1998 г. Сахалинморнефтегаз получил первую промышленную нефть с континентального шельфа Сахалина, пробурив уникальную наклонно – направленную скважину глубиной около 5600 м на месторождении Одапту-море (северный купол).

Расположение основных морских платформ в Охотском море (Сахалин) приведено в Табл.2.

2.3.1. Проект «Сахалин-1»

Добыча нефти и газа началась в 2005 г.(месторождение Чайво).

Тендер состоялся в 1991 – 1996 г.

Потенциальные извлекаемые запасы составляют 307 млн.т. нефти и 485 млрд.м3 газа.

Компания «Эксон Нефтегаз Лимитед» является оператором проекта «Сахалин-1»

(«ExxonMobil » - долевое участие 30 %;

японская компания «Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd» -30 %, дочерняя компания «Роснефть» - «РН-Астра» - 8,5 %;

«Саха линморнефтегаз-Шельф» - 11,5 %;

Индийская национальная нефтяная компания «ONGC Videsh Ltd» – 20 %.

Проект «Сахалин - 1» состоит из 4 стадий:

1. Добыча только нефти на месторождениях Чайво и Одопту (к 2006 г.).

2. Разработка газовых горизонтов месторождений Чайво и Одопту и экспорт газа в Японию к (2008 г.).

3. Разработка месторождения Аркутун – Даги.

4. Добыча газа на всех месторождениях и его экспорт до 2050 г.

Добыча нефти на месторождении Чайво происходит следующим образом:

Скважины пробурены и с берега и с моря.

С берега были пробурены наклонно направленные скважины на расстояние 8 – 11 км.

Это сделала американская компания «Parker Drilling», создавшая крупнейшую в мире буровую установку «Ястреб». Сами буровые работы ведёт компания «Эксон Нефтегаз Лимитед». В ап реле 2007 г. была пробурена 17-я эксплуатационная скважина с рекордной длиной 11282 м (за 61 день).

В море на глубине примерно 14 м. установлена железобетонная платформа «Орлан», позволяющая бурить круглый год при любой температуре, волнении и землятрясениях до 8 – баллов. Размеры платформы невелики, поэтому нефть будет доводиться до товарной кондиции на БС Чайво, а затем закачиваться в магистральный трубопровод длиной 220 км и диаметром 610 мм. Трубопровод доставит нефть до нефтеотгрузочного терминала в порту Де – Кастри (Хабаровский край) на другом берегу Татарского пролива с подводным участком 20 км. На тер минале размещены сооружения для налива самотеком танкеров водоизмещением до 100 тыс.т.

из трёх резервуаров по 100 тыс.т. каждый.

Добыча нефти на месторождении Одопту происходит следующим образом:

Скважины пробурены с берега с отклонением от вертикали до 16 км. До 40 тыс.т. неф ти в сутки будет доставляться на БС Одопту для подготовки, а затем по трубопроводу высокого давления на БС Чайво.

Газ поставляется в Хабаровский край и на экспорт.

В 2007 г. проект «Сахалин-1» вышел на полномасштабный уровень добычи нефти.

Танкерные операции начались в октябре 2006 г и до конца 2007 г было отгружено 132 танкера с сырой нефтью. В феврале 2008 г. была пробурена рекордная скважина Z-12 с большим отходом от вертикали и общей протяженностью 11680 м.

На сегодняшний день добыча достигла 34 тыс.т.нефти/сутки – это мировой уровень.

2.3.2. Проект «Сахалин-2»

Добыча нефти началась с 1999 г (месторождения Пильтун – Астохское и Лунское).

Тендер состоялся в 1991 – 1996 г.

Потенциальные извлекаемые запасы составляют 185 млн.т. нефти и 800 млрд.м3 газа.

Реализацию проекта «Сахалин-2» осуществляет компания «Сахалин Энерджи Инвест мент Компани ЛТД»;

её акционерами являются: «Шелл Сахалин Холдингз Б.В.» - 55 %;

«Мицуи» - 25 %;

«Даймонд Гэс Сахалин Б.В.» - дочерняя компания корпорации «Мицубиси»

- 20 %.

Месторождения расположены в 15 км от С-В побережья Сахалина Проект основан на освоении двух месторождений:

- нефтяного Пильтун – Астохского с небольшим количеством попутного газа;

- крупного газового Лунского с небольшим количеством конденсата и нефти.

Реализация проекта осуществляется в два этапа.

1 этап.

Разработка нефтяных залежей Пильтун – Астохского месторождения. Компания преобрела буровую платформу ледового класса «Моликпак», ранее эксплуатировавшуюся в море Бофорта. Её модернизировали и установили на глубине 30 м. под названием «Пильтун ская-А». Платформа выдерживает ураганные ветры, огромные штормовые волны, полуторо метровый ледяной покров с 25 метровыми торосами. Платформа является центральным звеном производственно – добывающего комплекса «Витязь».

В настоящее время добыча ведется только в безледовый сезон т.е. примерно 6 меяцев.

Нефть с платформы подается по двухкилометровому подводному трубопроводу на од ноякорный причал (ОЯП), с которого она перекачивается в танкер «Оха»с двойным корпусом, служащим в качестве плавучего нефтеналивного хранилища (ПНХ). Далее нефть с ПХН отгру жается для доставки покупателям.

Когда льды создают угрозу для безопасной работы комплекса, ОЯП опускается на дно моря, а ПНХ выводится за пределы промысла.

2 этап.

Установка ещё двух добывающих платформ, строительство БС на Сахалине и проклад ка магистральных нефте и газопроводов до объектов по отгрузке нефти и до завода по произ водству СПГ, что позволит перейти на круглогодичную работу.

Одна платформа «Пильтунская-Б» будет установлена на Пильтун – Астохском место рождении;

вторая платформа «Лунская-А» будет установлена на Лунском месторождении.

Добытая нефть и газ будут по подводным трубопроводам подаваться на берег, платфор ма «Пильтунская-А» перейдет на круглогодичную работу, а надобность в ОЯП и ПНХ отпа дет.

Две нитки трубопроводов длиной свыше 800 км протянутся от месторождений до БС возле поселка Ныш, а далее к новому погрузочному терминалу и заводу СПГ.Возведённый в рамках проекта завод по переработке сжиженного природного газа (СПГ) станет не только крупнейшим в РФ, но и в мире.

При выходе проекта на полную мощность будет производиться до 6 - 8 млн.т. углево дородного сырья в год. Нефть и газ будут поставляться на терминалы, а далее продукция будет отгружаться в танкеры водоизмещением 80 – 100 тыс.т. и поставляться в Корею и Японию.

Приёмные терминалы уже строит Китай, Мексика и США. На сегодняшний день уже продано 80 % объёма выпуска СПГ, который начнется в 2008 г.

Таблица 2.

Расположение основных морских платформ в Охотском море (Сахалин) на начало 2007 г.

Управ-щий/ Глубина Глубина бу Место Оператор/ воды рения Название Тип Статус распол-ния Владелец (фут) (фут) Exxon Neftgaz/ Orlan Буровое Россия Бурение 55 ExxonMobil/ судно–баржа Exxon Neftgaz Сахалин-1/ Sakhalinskaya Морское Россия Бурение 3281 -/ основание Сахалин-1/ Okha Морское Россия Бурение 231 -/ основание Сахалин-1/ Ekhabi Морское Россия Бурение 300 -/ основание Sakhalin Energy/ Molikpaq Буровое Россия Бурение 130 Sakhalin Energy судно–баржа Invest/Co/ Sakhalin Energy Сахалин-4-5/ Sedco 600 Полупогруж- Россия Бурение 1500 -/ ная - буровая платформа Сахалин-4-5/ Legenda Полупогруж- Россия Бурение 3500 -/ ная - буровая платформа Сахалин-3/ Kantan-3 Полупогруж- Россия Бурение 660 -/ ная - буровая платформа -/ Doo Sung Полупогруж- Россия Бурение 1500 -/ ная - буровая платформа 2.3.3. Проект «Сахалин-3»

Компания «Роснефть» - 74,9 % и «Sinopes» - 25,1 % занимаются переинтерпритацией сейсморазведочных данных по Венинской структуре Ю-Айяшской группе с учетом результа тов бурения на ней первой разведочной скважины.

В планах – бурение второй поисковой скважины на С-Венинской структуре Айяшской группы с использованием плавучей буровой установки.

Действующий проект предполагает бурение с берега наклонно направленных скважин длиной 5 – 8,5 тыс.м. Часть скважин будет пробурена с платформ в открытом море. Попутный газ и вода будут закачиваться обратно для ППД.

Нефть будет транспортироваться на береговые мощности, а после подготовки – перека чиваться по специальному трубопроводу «Роснефти» на экспортный терминал Де-Кастри. От туда танкерами в Китай, Японию и Корею.

2.3.4. Проект «Сахалин-4»

Проект «Сахалин-4», находится в настоящее время находятся на стадии поисково – раз ведочных работ.

Партнерами ОАО «НК Роснефть» в проекте «Сахалин-4», выступает - компания ВР.

2.3.5. Проект «Сахалин-5»

Потенциальные извлекаемые запасы составляют 700 - 800 млн.т. нефти и 600 млрд.м газа.

Участниками проекта являются: «ВР» - 49 % и «Роснефть» - 51 %.

На сегодняшний день на Кайганско-Васюканском блоке (ресурсы 1,16 млрд.т.нефти) открыли более 15 антаклинальных поднятий. Поисковое бурение производилось на 6 структу рах: «Пела-Лейч», «Ю-Васюканская», «Удачная», «Тени», «Лони», «Савицкая».На сегодняш ний день выполнена сейсморазведка.

2.3.6. Проект «Сахалин-6»

Проводятся первые геофизические исследования и бурятся первые разведочные сква жины.

2.3.7. Проект «Зарадно – Камчатский шельф»

В проекте «Западно-Камчатский шельф» участвует кроме «Роснефть» корейский кон сорциум ККС.

2.3.2. Каспийские проекты 2.3.2.1. Проект «Северный Каспий»

Тендер на обустройство месторождения им.Ю. Корчагина проведён в 1997 г.

Недропользователь ООО «ЛУКОЙЛ». Начало эксплуатации 2008 г.

Первая очередь обустройства состоит из:

- ледостойкая стационарная платформа (ЛСП-1) с буровым, технологическим и энер гетическими комплексами;

- платформа для проживания персонала (ЛСП-2), соединенная мостом с ЛСП-1;

- блок – кондуктор (БК);

- точечного причала (ТП) и плавучего нефтехранилища (ПНХ);

- подводного нефтепровода от ЛСП-1 до ТП.

На ЛСП-1 (создана на базе полупогружной буровой установки «Шельф-7» и после установки на грунт закрепляется сваями) разместится:

26 добывающих скважин;

3 водонагнетательных скважин;

1 газонагнетательная скважина;

3 резервных скважины.

буровой комплекс (с вышкой грузоподъёмностью 560 т);

технологический комплекс;

вспомогательные системы.

На БК разместится:

7 добывающих скважин;

2 резервных скважины.

Технологический комплекс:

Продукция со скважин будет поступать на входной манифольд, имеющий в своём со ставе 2 рабочих коллектора (на 4 и 1,6 МПа), 1 замерный коллектор, 1 резервный и 1 разрядный коллектор.

Продукция скважин с устьевым давлением выше 4 МПа по соответствующему коллек тору направляется на 1-ю ступень сепарации, а затем, смешивается с продукцией скважин с устьевым давлением менее 4 МПа и продукцией, добытой на БК и направляется на 2-ю ступень сепарации.

Предусмотрен замер дебита каждой скважины по нефти, жидкости и газу.

В трёхфазных сепараторах 2-й и 3-й ступени (1,6 и 0,6 МПа соответственно) будет осу ществляться сепарация газа и предварительный сброс пластовой воды.

Весь газ направляется на входные холодильники соответствующих ступеней компрес соров.

После третьей ступени сепарации нефть с остаточным содержанием воды до 2 % будет подогреваться до + 80 0С сначала в рекуперативном теплообменнике, а затем в подогревателе.

Затем она стабилизируется в сепараторе 4-й ступени при давлении 0,15 МПа.

Далее нефть перекачивается (0,8 МПа) в дегидратор для окончательного обезвожива ния до 0,5 %.

Затем, в неё добавляется 5 % пресной воды и она поступает в электростатический обессоливатель;

после которого при 80 0С в неё добавят депрессатор.

После чего нефть охладится в рекуперативном теплообменнике до +500С и поступит на насосы внешнего транспорта.

Внешний транспорт осуществляется по подводному нефтепроводу на морской перегру зочный комплекс (МПК), включающий ПНХ и ТП. Начальное давление в трубопроводе 3, МПа. На выкиде насосов – узел оперативного замера и контроля качества нефти.

Компримирование газа со всех 4-х ступеней сепарации на компрессорных установках низкого и высокого давления. Первые имеют 2 ступени (0,6 и 1, МПа);

вторые – 3 ступени (4, и 16 МПа). Перед КС газ проходит через скрубберы, после КС охладится в холодильниках.

После достижения 4 МПа газ высушат гликолевым методом.

Первые 3 года газ будет закачиваться обратно в пласт, а затем вместе с газом других месторождений транспортироваться на берег (после оперативного замера).

Пластовая вода, отводимая со 2-й и 3-й ступени сепарации, поступит на установку под готовки, где очистится от нефти, дегазируется и будет закачена в пласт.

После окончания фонтанирования добыча будет осуществляться с помощью газ лифта. Газ будет отбираться с КС 10 МПа.

Контроль и управление всеми процессами будет осуществляться специальной систе мой. Её центральный пост на ЛСП-1, а главный пост управления на ЛСП-2.

Энергокомплекс:

Будет установлено 4 (3 рабочих и 1 резервный) двухтопливных синхронных газотурбо генераторов в контейнерном исполнении мощностью 6750 кВт каждый. Они выдают трёх фазный переменный ток напряжением 10 кВ с частотой 50 Гц.

Дополнительно на каждой ЛСП будет установлено по одному аварийному дизель гене ратору мощностью 800 кВт на ЛСП-1 и 330 кВт на ЛСП-2 с напряжением 0,4 кВ.

Кроме того. предусмотрены системы водоснабжения, отопления, вентиляции, кондици онирования воздуха.

Предусмотрены стационарные системы водяного пожаротушения, водяного орошения,, водяных завес, пенотушения, объёмного газового пожаротушения, а также спринклерная систе ма.

Все они используют морскую воду.

Для получения пресной воды технического назначения на обеих ЛСП предусмотрены опреснительные установки.

Питьевая вода доставляется с берега или готовится из опресненной.

На ЛСП-2 ( состоит из опорного основания и верхнего жилого блока) разместится:

-105 одноместных и двухместных кают с комплексом помещений жизнеобеспечения, вертолетная площадка, главный пост управления и связи.

Абоненты ЛПС-1, ЛПС-2 и ПНХ снабжены автоматической телефонной связью с выхо дом через спутник в телефонную сеть общего пользования. Имеется также радиотелефонная и радиорелейная связь. Имеется отдельная спутниковая связь с руководством компании. Имеется глобальная морская система связи при бедствии (ГМССБ) и передвижные и стационарные ра диостанции.

Нефтепровод:

Нефть по подводному трубопроводу диаметром 325 мм и протяженностью 58 км, про ложенному по дну моря без заглубления, будет транспортироваться через ТП на ПНХ. Толщина стенки 16 мм.

Точечный причал (ТП) соединен с помощью специальной швартовой системы с ПНХ, вмещающим 31 тыс.т сырья. С ТП через узел коммерческого учета в танкеры-челноки.

Расположение основных платформ в Каспийском море приведено в Табл.3.

Таблица 3.

Расположение основных морских платформ в Каспийском море на начало 2007 г.

Управ-щий/ Глубина Глубина бу Место Оператор/ воды рения Название Тип Статус распол-ния Владелец (фут) (фут) Astra Евразия/ Самоподъём. Туркмени- Бурение 118 Dragon Oil/ Платформа стан Dada Gorgud GlobalSantaFe/ Полуп-ная Азербайджан Бурение 650 BP/ буровая SOCAR платформа GlobalSantaFe/ Istiglal Полуп-ная Азербайджан Бурение 2300 BP/ буровая SOCAR платформа Maersk Maersk Полуп-ная Азербайджан Установка 3000 Explorer Contractors/ буровая -/ платформа Maersk Contractors Iran Alborz NIOC/ Полуп-ная Иран Строитель- 3280 -/ буровая ство NIOC платформа Iran Khazar NIOC/ Самоподъём- Туркмени- Бурение 300 Dragon Oil/ ная платфор- стан NIOC ма Parker Parker Буровая бар- Казахстан Бурение 18 Rig 257 Drilling/Agip/ жа для вну Parker тренних во Drilling доёмов Absheron SOCAR/ Полуп-ная Азербайджан Заморожена 650 -/ буровая SOCAR платформа Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 01 -/ oснование Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 02 -/ oснование Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 03 -/ oснование Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 04 -/ oснование Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 05 -/ основание Продолжение таблицы 3.

Управ-щий/ Глубина Глубина бу Место Оператор/ воды рения Название Тип Статус распол-ния Владелец (фут) (фут) Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 06 -/ основание Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 07 -/ основание Azerbaijan SOCAR/ Морское Азербайджан Бурение - Rig 08 -/ основание Khazar 1 SOCAR/ Самоподъём- Азербайджан Заморожена 250 -/ ная платфор SOCAR ма Khazar 2 SOCAR/ Самоподъём- Азербайджан Заморожена 250 -/ ная платфор SOCAR ма Khazar 3 SOCAR/ Самоподъём- Азербайджан Заморожена 250 -/ ная платфор SOCAR ма Khazar 4 SOCAR/ Самоподъём- Азербайджан Заморожена 250 -/ ная платфор SOCAR ма Khazar 5 SOCAR/ Самоподъём- Азербайджан Бурение 250 -/ ная платфор - ма Khazar 6 SOCAR/ Самоподъём- Азербайджан Бурение 250 -/ ная платфор - ма Shelf 1 SOCAR/ Полуп-ная Азербайджан Заморожена 656 -/ буровая SOCAR платформа Shelf 3 SOCAR/ Полуп-ная Азербайджан Заморожена 656 -/ буровая SOCAR платформа Transocean Inc/ Trident XX Самоподъём- Туркмени- Бурение 350 Petronas ная платфор- стан Carigali/ ма Transocean Inc 2.4 Северные проекты Газпрома 2.4.1. Проект «Газпрома-1»


Согласно «Программы работ по освоению углеводородных ресурсов на шельфе Рос сийской Федерации до 2030 г.» Газпром реализует обустройство и введение в эксплуатацию Приразломного нефтяного месторождения в Печорском море – это первый нефтяной арктиче ский проект России.

Главным объектом обустройства данного месторождения станет морская ледостойкая стационарная платформа «Приразломная» (её строительство ведёт российское «Севмашпред приятие»), которая будет способна вести круглогодичное бурение. В настоящее время части платформы уже собраны в единое целое. На платформе уже установили все металлоконструк ции и основное оборудование. В ближайшее время платформа будет отбуксирована в Мурманск для окончательной доводки, а затем она будет доставлена на месторождение.

Одновременно в поселке Варандей идут работы по организации отвода земель и строи тельства там перевалочной базы.

2.4.2. Проект «Газпрома-2»

Штокмановское месторождение.

Его ресурсы по категории С1 + С2 составляют 3,7 трл.м3 газа и более 31 млн.т. газового конденсата.

Владеет лицензией на поиск, геологическое изучение и добычу дочерняя газпромовская структура «Севморнефтегаз », она же единый заказчик по проектированию и строительству всех объектов.

Данное месторождение определено в качестве основной ресурсной базы экспорта газа в Европу по газопроводу «Nord Stream».

На сегодняшний день уже пробурена разведочная скважина № 7 в 550 км от Кольского полуострова на глубине 340 м.

2.5. Южные проекты «Роснефти»

2.5.1. Черное море Лицензия выдана на Туапсинский участок, содержащий около 20 наиболее перспектив ных структур в 2003 г.на ведение поисково – разведочных работ.

Участок расположен в 100 – 140 км от Керченского полуострова (Украина) и Таманско го полуострова (Россия). Он охватывает площадь около 11,22 тыс км2, находится на глубинах от 1000 до 2000 м и считается одним из самых перспективных (продуктивные горизонты на глуби не 3000 – 4000 м).

Расположение основных морских платформ в Чёрном море приведено в Табл.4.

Таблица 4.

Расположение основных морских платформ в Чёрном море на начало 2007 г.

Управ-щий/ Глубина Глубина бу Место Оператор/ воды рения Название Тип Статус распол-ния Владелец (фут) (фут) Atwood Atwood Полуп-ная Турция Бурение 2000 Oceanics/ Southern буровая Trao/ Cross платформа Atwood Oceanics Sea of Azov Черномор Rig 01 нефтегаз/ Морское Украина Бурение - -/ Основание Sea of Azov Черномор- Морское Украина Ремонт - Rig 01 нефтегаз/ oснование -/ Sivash Черномор- Самоподъём- Украина Бурение 250 нефтегаз/ ная платфор -/ ма Tavrida Черномор- Самоподъём- Украина Установка 250 нефтегаз/ ная платфор -/ ма Ukraine Черномор- Морское Украина Ремонт - Rig 02 нефтегаз/ основание -/ Ukraine Черномор- Морское Украина Ремонт - Rig 04 нефтегаз/ основание -/ Ukraine Черномор- Морское Украина Бурение - Rig 05 нефтегаз/ основание -/ Черномор- Морское Украина Ремонт - Ukraine нефтегаз/ основание Rig 06 -/ Черномор- Морское Украина Ремонт - Ukraine нефтегаз/ основание Rig 18 -/ Ukraine Черномор- Морское Украина Бурение - Rig 19 нефтегаз/ oснование -/ Продолжение таблицы Управ-щий/ Глубина Глубина бу Место Оператор/ воды рения Название Тип Статус распол-ния Владелец (фут) (фут) Jupiter GSP/ Самоподъём- Румыния Бурение - Petrom/ ная платфор GSP ма Prometeu GSP/ Самоподъём- Румыния Бурение 300 Toreador ная платфор Resources/ ма GSP Saturn GSP/ Самоподъём- Румыния Бурение 300 Petrom/ ная платфор GSP ма ПРАКТИЧЕСКИЕ ЗАНЯТИЯ Практическая работа № Технологический расчёт печей ТЕСТ:

Методом случайных чисел студенту задаётся 30 вопросов из имеющихся 60.

На каждый вопрос имеется 5 вариантов ответа Студент должен выбрать один из вариантов ответа В любой момент студент может открыть теорию по теме лабораторной работы Тест считается пройденным при правильном ответе на 29 вопросов.

ПЕЧЬ 1.В радиантной или конвекционной камере печи полный коэффициент теплопередачи выше?

а) В радиантной б) В конвекционной в) Полный коэффициент теплопередачи одинаков в обеих камерах г) Полный коэффициент теплопередачи одинаков в обеих камерах д) В печи любой конструкции полный коэффициент теплопередачи определяется проектом.

2. Что такое тепловая нагрузка печи?

а) Это масса сжигаемого топлива, приходящаяся на единицу массы на греваемого продукта б) Это максимальное количество тепла, выделяемого печью данной конструкции в) Это тепловая мощность печи данной конструкции г) Это максимальная температура, до которой может быть осуществлен нагрев нефти в печи, данной конструкции.

д) Это к.п.д. данной печи 3. Что такое тепловая напряженность печи?

а) Это количество тепла, генерируемого печью в единицу времени б) Это тепловая мощность, передаваемая через единицу поверхности.

в) Это количество тепла, передаваемого единице сырья в единицу вре мени в печи данной конструкции.

г) Это максимальная температура, развиваемая печью данной конструк ции д) Это суммарная поверхность теплообмена 4. Для какой цели применяются ультразвуковые горелки в печах?

а) Для достижения более полного сгорания топлива б) Для более полного перемешивания топлива с паром в) Для лучшего диспергирования жидкого топлива г) Для повышения скорости впрыска топлива д) Ультразвуковые горелки в печах для подогрева нефти не применяют ся 5. При расчете печи определяют ли объём топочного пространства од ной радиантной камеры?

а) Да б) Да, но не одной, а всех в) Нет г) Да, но не топочного пространства, а всей камеры д) Нет, определяют только поверхность 6. Применяется ли теплоизоляция на трубах в печах?

а) Да, на трубах радиантной секции б) Да, на трубах конвекционной секции в) Да, на трубах обоих секций г) Нет д) Да, но только на поворотных участках труб 7. Что такое живое сечение камеры конвекции?

а) Это площадь сечения секции за вычетом суммы площадей сечения всех труб б) Это площадь сечения секции за вычетом суммы площадей сечения труб первого ряда в) Это площадь сечения секции за вычетом суммы площадей сечения всех труб и кирпичной кладки стенок г) Это суммарная площадь сечения всех труб д) Это площадь сечения камеры, взятого перпендикулярно трубам 8. Что такое энтальпия нефти?

а) Это количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг нефти от О ОС до заданной температуры б) Это количество тепла, необходимое для нагрева данного количества нефти от 0° С до заданной температуры в) Это количество тепла, необходимое для полного испарения 1 кг жид кой нефти г) Это количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг нефти до темпе ратуры кипения д) Это количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг нефти от нор мальных до стандартных условий.

9. Что служит источником тепла в радиантной секции печи беспламен ного горения?

а) Раскаленные дымовые газы б) Раскаленная кирпичная кладка в) Раскаленный трубный пучок г) Раскаленный пол секции в) Раскаленный потолок секции 10. Чем отличается высшая теплота сгорания топлива от низшей?

а) Системой единиц, применяемых для измерения теплоты б) Тем, что при определении высшей теплоты сгорания учитывается, не только тепло, выделяемое при полном сгорании топлива, но и тепло, выделяемое продуктами сгорания при их охлаждении до температуры исходного топлива, а при определении низшей теплоты сгорания учитывается только тепло, выделяе мое при полном сгорании топлива.

в) Тем, что при определении высшей теплоты сгорания учитывается не только тепло, выделяемое при полном сгорании топлива и тепло, выделяемое продукта ми сгорания при их охлаждении до температуры исходного топлива, но и тепло, выделяющееся при конденсации образующегося водяного пара, а при определе нии низшей теплоты сгорания учитывается только тепло, выделяемое при полном сго рании топлива и тепло, выделяемое продуктами сгорания при их охлаждении до темпе ратуры исходного топлива г) Тем, что при определении высшей теплоты сгорания учитывается не только тепло, выделяемое при полном сгорании топлива и тепло, выделяемое продукта ми сгорания при их охлаждении до температуры исходного топлива, но и тепло, выделяющееся при конденсации образующегося водяного пара, а при определе нии низшей теплоты сгорания учитывается только тепло, выделяемое при полном сго рании топлива.

д) Тем, что при определении высшей теплоты сгорания учитывается ис ходная температура топлива, а при определении низшей теплоты сгорания исходная температура топлива не учитывается.

11. Может ли число труб в радиантной и конвекционной секциях печи быть различным?

а) Не может б) Может в) Может, но в радиантной секции труб больше г) Может но, а конвекционной секции всегда больше д) Может, но только кратное любому целому числу из натурального ряда чисел 12. Что такое точка перевала?

а)Это тока изменения направления движения дымовых газов б) Это точка выхода дымовых газов из радиантной секции и их вход в кон векционную секцию в) Это точка входа дымовых газов в дымовую трубу г) Это точка ввода топлива в печь д) Это точка входа сырья в печь 13. Может ли коэффициент полезного действия трубчатой печи достигать 80 %?

а) Нет, не может б) Может, если в печи есть и радиантная и конвекционная камера в) Может, если печь снабжена рекуператором тепла г) Может, если в форсунки дополнительно подается водяной пар д) Может 14. Можно ли рассчитать полный коэффициент теплопередачи, если неизвестен одиниз двух коэффициентов теплоотдачи?

а)Можно б) Нельзя в)Данного расчета вообще не требуется г)Полный коэффициент теплопередачи не рассчитывается, а принимается д)Можно, если известно число и размеры труб 15. Существуют ли печи для подогрева нефти с промежуточным теплоно сителем?

а)Нет, ибо любой промежуточный теплоноситель снижает к.п.д. печи б) Да, и этот промежуточный теплоноситель вода в)Да, и этот промежуточный теплоноситель воздух г)Нет, ибо промежуточный теплоноситель увеличивает стоимость печи.


д)Да, и этот промежуточный теплоноситель песок 16. Почему в тепловом расчете печи принимает участие не вся длина тру бы?

а)Часть трубы выходит за пределы печи и в расчете не участвует б)Часть трубы занята фланцевыми соединениями и в расчете не участвует в)Часть трубы занята сварными соединениями и в расчете не участвует г) Часть трубы находится в кирпичной кладке и в расчете не участвует д) Это делается для создания запаса прочности 17.Могут ли в печи для подогрева нефти отсутствовать трубы?

а) Не могут б) Могут в)Могут в радиантной секции г)Могут в конвекционной секции д)Не могут, ибо дымовая труба есть всегда 18. В какой секции печи устанавливаются трубы большего диаметра?

а) В радиантной б)В конвекционной в)Трубы в любой секции имеют одинаковый диаметр г) В любой д) В каждой секции используются трубы переменного диаметра 19. Как расположить трубы в конвекционной камере, чтобы добиться максимального значения коэффициента теплопередачи?

а) Сплошным плоским экраном б) В шахматном порядке в) Веерообразно г) По спирали д) Последовательно в одну линию 20. Повышает ли наличие рекуператора тепла к.п.д. печи?

а) Нет б) Повышает в) Понижает г) К.П.Д. печи от наличия рекуператора тепла не зависит д) Повышает, если рекуператор запитан паром.

21. В чем принципиально изменится расчет печи при замене газообраз ного топлива на мазут?

а) Ни в чем б) Придется изменять конструкцию печи в) Придется увеличивать число радиантных секций г) Придется увеличивать число конвекционных секций д) Придется по иному определять температуру на перевале 22. Какой способ передачи тепла является основным в радиантной сек ции печи?

а) Конвекция б)Теплопроводность в) Излучение г) Теплообмен д) Массообмен 23. Как поступить, если рассчитанная температура дымовых газов над перевальной стенкой существенно отличается от ранее принятой?

а)Дальнейший расчет вести по ранее принятой температуре б)Дальнейший расчет вести по найденной температуре в) Произвести перерасчет, задавшись новой температурой на перевале г) Прекратить расчет, как невозможный для реализации д) Изменить число труб в радиантной секции 24. Чем ограничивается максимальная температура нагрева сырья в пе чах?

а) Тепловой прочностью материала стенок труб б)Производительностью печи по сырью в) Температурой выводимых дымовых газов г) Температурой точки перевала д) Теплотворной способностью топлива 25. Зависит ли коэффициент "Е" от физических свойств топочных газов?

а) Не зависит б) Зависит в) Зависит от химических свойств топочных газов г) Зависит от физико-химических свойств топочных газов д)Коэффициент "Е" может зависеть, а может и не зависеть от физических свойств топочных газов.

26. Что определяют по графику Хоттеля?

а) Теплопроводность дымовых газов б) Теплоемкость дымовых газов в) Фактор формы г) Параметр Прандтля д) Число Пифагора 27. Можно ли по нижеследующему уравнению qs=Q/Hs определить по верхность радиантных труб?

а) Можно б)Можно, но только эквивалентную абсолютно черную поверхность ра диантных труб в) Нельзя г) Можно, но не радиантных, а конвекционных труб д) Можно, но только внутреннюю поверхность 28. Как рассчитать поверхность трёхрядового трубного экрана в радиант ной секции?

а) По аналитическим зависимостям б) По справочным графикам в) Графо - аналитическим методом г) Рассчитывают поверхность однорядового экрана и умножают на три д) Трёхрядового трубного экрана не существует 29. Что такое экранирование трубного пучка в радиантной секции?

а) Это недоступность части трубного экрана для прямого потока теплового излучения б)Это недоступность части трубного экрана для прямого потока дымовых газов в)Это недоступность части трубного экрана для прямого потока конвекци онного обмена г)Это недоступность части трубного экрана для прямого потока тепла, передающегося с помощью теплопроводности д)Это строительные дефекты при сооружении печи 30. Что должно быть сделано в первую очередь при остановке сырьевого насоса,подающего нефть в печь?

а) Включен резервный насос б)Погашена печь в)Прекращен отсос дыма г)Организована подача пара в печь д) Вызвана пожарная охрана ЗАДАЧА:

(Студент выбирает вариант по последней цифре зачетной книжки или студенческого билета) Условие задачи: Определить поверхность и тепловую напряженность радиантных труб в печи для нагрева G кг/ч нефти от температуры t1 градС до t2 градС. Полезное тепло, сообщае мое нефти в печи, Q.пол кДж/кг. Топливо: сухой газ с Q.нп КДЖ/КГ. Масса газов, образующихся при сгорании 1 кг топлива (в кг): С02-2,98;

H2O-2,40;

N2-14,2;

02-0,72. Коэффициент полезного действия печи tet (B пределах 0,94 - 0,98). Расход топлива В кг/ч. Коэффициент избытка воздуха alf=1,2;

а его температура t.в=20градС. Плотность нефти d4_20. Трубы расположены однорядо вым экраном с расстоянием между трубами 2d.

ВЫБОР ВАРИАНТА (по последней цифре зачетной книжки) Q Q Вариант G кг/ч t1 t2 B alf d(4-20) пол нп 1 100000 30 100 250000000 40000 2000 1.2 0. 2 200000 60 150 250000000 41000 2200 1.2 0. 3 300000 90 200 250000000 42000 2400 1.2 0. 4 400000 120 250 250000000 43000 2600 1.2 0. 5 500000 150 300 250000000 44000 2800 1.2 0. 6 600000 180 350 250000000 45000 3000 1.2 0. 7 700000 210 400 250000000 46000 3200 1.2 0. 8 800000 240 450 250000000 47000 3400 1.2 0. 9 900000 270 500 250000000 48000 3600 1.2 0. 0 0 300 50 250000000 39000 1800 1.2 0. Определить поверхность и тепловую напряженность конвекционных труб печи, если ее полезная тепловая нагрузка Qпол=38451000 Вт, а тепловая нагрузка радиантной камеры Qp=28377000 Вт. Остальные данные для расчета берутся из примера расчета камеры радиации.

Расход воздуха на сгорание 1кг. топлива L0=15.73 кг. Принять Iпол.=14,6 м. температура дымовых газов, покидающих печь, t_xy =350 градC.

ВЫБОР ВАРИАНТА (по последней цифре зачетной книжки) Qпол Qp L0 Iпол t_xy вариант 1 38000000 26000000 15.2 14.2 2 38100000 26100000 15.3 14.3 3 38200000 26200000 15.4 14.4 4 38300000 26300000 15.5 14.5 5 38400000 26400000 15.6 14.6 6 38500000 26500000 15.7 14.7 7 38600000 26600000 15.8 14.8 8 38700000 26700000 15.9 14.9 9 38800000 26800000 16 15 0 37900000 25900000 15.1 14.1 Практическая работа № Технологический расчёт абсорбционной аппаратуры ТЕСТ:

Методом случайных чисел студенту задаётся 30 вопросов из имеющихся 60.

На каждый вопрос имеется 5 вариантов ответа Студент должен выбрать один из вариантов ответа В любой момент студент может открыть теорию по теме лабораторной работы Тест считается пройденным при правильном ответе на 29 вопросов.

Вопрос № 1:

Какая абсорбция называется физической ?

Ответы:

- это абсорбция связанная с протеканием химических реакций между поглощаемым компонентом и абсорбентом с энергией взаимодействия 25 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием физического раствора без хи мического взаимодействия поглощаемого компонента и растворителя с энергией взаимодействия 20 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием физического раствора без хи мического взаимодействия поглощаемого компонента и растворителя с энергией взаимодействия 20 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием между молекулами поглощае мого вещества и абсорбента слабых координационных связей с энерги ей взаимодействия 20 – 30 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием твёрдого раствора между моле кулами поглощаемого вещества и поглотителя с энергией взаимодей ствия 20 кДж/моль.

Вопрос № 2:

Какая абсорбция называется химической ?

Ответы:

- это абсорбция связанная с протеканием химических реакций между поглощаемым компонентом и абсорбентом с энергией взаимодействия 25 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием физического раствора без хи мического взаимодействия поглощаемого компонента и растворителя с энергией взаимодействия 20 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием физического раствора без хи мического взаимодействия поглощаемого компонента и растворителя с энергией взаимодействия 20 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с образованием между молекулами поглощае мого вещества и абсорбента слабых координационных связей с энерги ей взаимодействия 20 – 30 кДж/моль;

- это абсорбция связанная с протеканием химических реакций между поглощаемым компонентом и абсорбентом с энергией взаимодействия 25 кДж/моль.

Вопрос № 3:

Как зависит поглощающая способность абсорбента от давления при физи ческой абсорбции ?

Ответы:

- с ростом давления поглощающая способность абсорбента уменьшается;

- поглощающая способность абсорбента не зависит от давления;

- с ростом давления поглощающая способность абсорбента увеличивает ся;

- с ростом давления растворимость плохо растворимых газов увеличива ется (за исключением водных растворов), а растворимость хорошо растворимых газов уменьшается;

- с ростом давления поглощающая способность абсорбента сначала уве личивается, а затем снижается.

Вопрос № 4:

Как зависит поглощающая способность абсорбента от температуры при физической абсорбции ?

Ответы:

- с ростом температуры поглощающая способность абсорбента уменьша ется;

- поглощающая способность абсорбента не зависит от температуры;

- с ростом температуры поглощающая способность абсорбента увеличи вается;

- с ростом температуры растворимость плохо растворимых газов увели чивается (за исключением водных растворов), а растворимость хорошо растворимых газов уменьшается;

- с ростом температуры поглощающая способность абсорбента сначала увеличивается, а затем снижается.

Вопрос № 5:

Как зависит поглощающая способность абсорбента от давления при хими ческой абсорбции ?

Ответы:

- с ростом давления поглощающая способность абсорбента уменьшается;

- поглощающая способность абсорбента не зависит от давления;

- с ростом давления поглощающая способность абсорбента увеличивает ся;

- с ростом давления растворимость плохо растворимых газов увеличива ется (за исключением водных растворов), а растворимость хорошо растворимых газов уменьшается;

- с ростом давления поглощающая способность абсорбента сначала уве личивается, а затем снижается.

Вопрос № 6:

Как зависит поглощающая способность абсорбента от температуры при химической абсорбции ?

Ответы:

- с ростом температуры поглощающая способность абсорбента уменьша ется;

- поглощающая способность абсорбента не зависит от температуры;

- с ростом температуры поглощающая способность абсорбента увеличи вается;

- с ростом температуры растворимость плохо растворимых газов увели чивается (за исключением водных растворов), а растворимость хорошо растворимых газов уменьшается;

- с ростом температуры поглощающая способность абсорбента уменьша ется если реакция идёт с выделением тепла и, наоборот, будет возрас тать, если реакция идёт с поглощением тепла.

Вопрос № 7:

В каком случае в абсорбционно – десорбционном цикле десорбция поглощённого компонента не производится, а поглотитель используется одно кратно ?

Ответы:

если отработанный поглотитель представляет собой некий ценный готовый продукт или поглотитель дёшев, а извлекаемый компонент не представляет ценности, без вреден или получается в незначительных количествах;

если регенерация отработанного поглотителя экономически нецелесо образна;

- если отработанный поглотитель обладает сильными коррозионными свойствами;

- если регенерация отработанного поглотителя требует нагрева;

- если регенерация отработанного поглотителя требует снижения давле ния.

Вопрос № 8:

Как влияет интенсивность циркуляции абсорбента на поглощение из газа нецелевых компонентов ?

Ответы:

- с ростом интенсивности циркуляции абсорбента поглощение из газа не целевых компонентов уменьшается;

- интенсивность циркуляции абсорбента не влияет на поглощение из газа нецелевых компонентов;

- с ростом интенсивности циркуляции абсорбента поглощение из газа не целевых компонентов увеличивается;

- с ростом интенсивности циркуляции абсорбента поглощение из газа не целевых компонентов сначала уменьшается, а затем увеличивается;

- с ростом интенсивности циркуляции абсорбента поглощение из газа не целевых компонентов сначала увеличивается, а затем уменьшается.

Вопрос № 9:

С какой целью поглотитель подаётся в абсорбер в разные точки с разной степенью регенерированности ?

Ответы:

- для снижения капитальных расходов на осуществление абсорбционно – десорбционного цикла;

- для снижения эксплуатационных расходов на осуществление абсорбци онно – десорбционного цикла;

- для разгрузки узла регенерации абсорбционно – десорбционного цикла;

- для разгрузки узла подогрева отработанного поглотителя абсорбционно – десорбционного цикла;

- для упрощения управления абсорбционно – десорбционным циклом.

Вопрос № 10:

Может ли абсорбер иметь по высоте переменный диаметр ?

Ответы:

- может;

- не может;

- может, если в качестве поглотителя используется вода;

- может, если газ в аппарате конденсируется;

- может, если в аппарате осуществляется физическая абсорбция.

Вопрос № 11:

Каким образом в абсорбере поддерживается необходимая температура ?

Ответы:

- путём добавки к циркулирующему поглотителю порции свежего реа гента;

- путём регулирования степени циркуляции поглотителя;

- путём циркуляции части абсорбента через подогреватель или холодиль ник;

- путём регулирования количества газа, поступающего на абсорбцию;

- путём наложения на абсорбер слоя теплоизоляции.

Вопрос № 12:

Каким образом осуществляется регенерация отработанного абсорбента?

Ответы:

- регенерация осуществляется либо нагревом, либо снижением давления, либо отдувкой плохо растворимым газом, либо комбинацией этих мето дов;

- регенерация осуществляется с помощью специальных реагентов;

- регенерация осуществляется электрохимическими методами;

- регенерация осуществляется либо охлаждением, либо повышением дав ления, либо отдувкой хорошо растворимым газом, либо комбинацией этих методов;

- регенерация осуществляется полной или частичной заменой отработан ного поглотителя на свежий.

Вопрос № 13:

Что такое «горячая струя» ?

Ответы:

- это поток отработанного поглотителя после печи или любого другого подогревателя;

- это поток горячего регенерированного поглотителя;

- это поток горячего частично регенерированного поглотителя;

- это поток, уходящий сверху десорбера;

- это часть регенерированного поглотителя циркулирующая между де сорбером и узлом подогрева.

Вопрос № 14:

Каким образом регенерированный абсорбент очищается от высокомолеку лярных продуктов осмоления, образующихся в результате побочных реакций ?

Ответы:

- путём фильтрования;

- путём центрофугирования;

- путём перегонки;

- путём отстоя;

- путём экстракции.

Вопрос № 15 :

В каком случае эффективны поверхностные абсорберы ?

Ответы:

- для абсорбции плохо растворимых компонентов из больших объёмов газа;

- для абсорбции хорошо растворимых компонентов из небольших объёмов газа;

- для абсорбции плохо растворимых компонентов из небольших объёмов газа;

- для абсорбции хорошо растворимых компонентов из больших объёмов газа;

- для абсорбции агрессивных компонентов из любых количеств газа.

Вопрос № 16:

Какие насадки называются регулярными ?

Ответы:

- насадки правильно уложенные;

- насадки загруженные в навал;

- насадки составленные из хордовых элементов;

- насадки из колец Рашига;

- шариковые насадки.

Вопрос № 17:

К какому типу контактных устройств относятся колпачковые тарелки ?

Ответы:

- перекрёстного типа;

- провального типа;

- с однонаправленным движением газа и жидкости;

- с разнонаправленным движением газа и жидкости;

- насадочного типа.

Вопрос № 18:

Как предотвратить забивание контактных устройств ситчатого типа осад ками с одновременным снижением их гидравлического сопротивления без ущерба работе?

Ответы:

- увеличить размеры отверстий;

- увеличить размеры переливных устройств;

- установить тарелки под небольшим наклоном к горизонту;

- установить тарелки вертикально;

- применить моющие и антипенные присадки.

Вопрос № 19:

Какой тип абсорбера применяется при больших скоростях загрязнённого газа и жидкости, работающий без захлебывания с высоким коэффициентом массопередачи ?

Ответы:

- абсорберы с подвижной насадкой;

- абсорберы с механическим перемешиванием жидкости;

- распыляющие абсорберы;

- прямоточные абсорберы;

- форсуночные абсорберы.

Вопрос № 20:

Какой тип движения фаз в абсорбере следует применить если парциальное давление поглощаемого компонента в газовой фазе над уходящей жидкостью ве лико и превышает установленное требование ?

Ответы:

- прямоток;

- противоток;

- перекрестный ток;

- перпендикулярный ток;

- смешанный ток.

Вопрос № 21:

От чего зависит число теоретических тарелок в абсорбере предназначен ном для поглощения данного компонента при определённых давлениях и темпе ратуре ?

Ответы:

- от типа абсорбера;

- от конструктивных размеров абсорбера;

- от числа абсорберов;

- от типа и конструктивных размеров абсорбера;

- от материала из которого изготовлен абсорбер.

Вопрос № 22:

Чем совершеннее абсорбер, тем отношение объёмных расходов жидкости и газа при прочих равных условиях... ?

Ответы:

- меньше;

- больше;

- одинаково;

- не зависит от степени совершенства абсорбера;

- любое.

Вопрос № 23:

Что такое интенсивность работы абсорбера ?

Ответы:

- это отношение высоты аппарата к его диаметру;

- это отношение объёма аппарата к объёму жидкости, поступающей в се кунду;

- это отношение объёма аппарата к объёму газа, поступающего в секун ду;

- это отношение объёма аппарата к площади его сечения;

- это объём аппарата приходящийся на одну теоретическую тарелку.

Вопрос № 24:

В каком случае гидравлическое сопротивление абсорбера несущественно ?

Ответы:

- при проведении абсорбции при повышенном давлении;

- при проведении абсорбции при атмосферном давлении;

- при проведении абсорбции при давлении ниже атмосферного;

- гидравлическое сопротивление всегда несущественно;

- гидравлическое сопротивление всегда существенно.

Вопрос № 25 :

Как зависит степень совершенства абсорбера от пределов изменения на грузок по жидкости и газу ?

Ответы:

- чем в более широком диапазоне изменения данных нагрузок может рабо тать абсорбер, тем он совершеннее;

- чем в более широком диапазоне изменения данных нагрузок может ра ботать абсорбер, тем он менее совершенен;

- степень совершенства абсорбера не зависит от пределов изменения на грузок по жидкости и газу;

- нагрузки на абсорбер по жидкости и газу постоянны и не могут менять ся;

- чем в более узком диапазоне изменения данных нагрузок может рабо тать абсорбер, тем он совершеннее.

Вопрос № 26:

Время пребывания какой фазы в абсорбере всегда больше ?

Ответы:

- газа;

- жидкости;

- время пребывания в абсорбере всех фаз одинаково;



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.