Обеспечение безгидратного режима работы газопромысловых коммуникаций

Геолого-промысловая характеристика Ямбургского газоконденсатного месторождения. Продукция, исходное сырье, реагенты. Условия образования газовых гидратов. Предупреждение образования гидратов природных газов и борьба с ними. Снижение затрат на добычу газа.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.03.2011
Размер файла 4,6 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Результаты расчета расхода ингибитора приведены в таблице 5.2

Таблица 5.2 - Результаты расчета расхода метанола

Расход газа, Qг тыс. м3/сут.

Длина шлейфа, L км

Температура окружающей среды, tос,°С

Расход ингибитора, G кг/тыс. м3

5,71

10

- 35

0,308

0

0,221

2,85

2

- 35

0,041

10

- 35

0,402

0

0,341

По результатом расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствие теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными.

6. Пути снижения затрат на добычу газа

6.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности объекта за 1997-1998 год

В таблице 6.1 представлены технико-экономические показатели работы предприятия "ЯГД".

Таблица 6.1 - Технико-экономические показатели работы П "Ямбурггаздобыча" за 1998 г

Показатели

Ед.

изм

1998 год

Соответ.

период

1997 г.

план

факт

%

1

2

3

4

5

6

1. Валовая добыча газа

млн. м3

175513.0

176524.6

100.6

177803.7

2. Добыча газового конденс.

тыс. т

826.0

841.6

101.9

657.1

3. Товарный газ природный

млн. м3

174911.9

175923.5

100.6

177329.9

4. Товарный газ потребител.

млн. м3

174911.9

175923.5

101.9

177329.9

5. Товарный конденсат

тыс. т

755.7

839.7

111.1

655.2

6. Среднесуточная валовая добыча газа природного

т. куб. м

480858

483629

100.6

487133

7. Среднесуточная добыча газового конденсата

т

2257

2300

101.9

1795

8. Валовая продукция

тыс. р.

4061247

4090056

100.7

3804327

9. Товарная продукция в действующих ценах

тыс. р.

4102583

4148444

101.1

2164007

10. Реализация продукции

тыс. р.

4102583

3411119

83.1

1815800

11. Ввод скважин в эксплуат

скв.

-

82

-

55

12. Средняя цена 1000 м3 природного газа

руб.

-

22.313

-

11.695

13. Себестоимость товарной продукции

тыс. р.

3614921

3624920

100.3

1760504

14. Затраты на 1 рубль товарной продукции

руб.

0.88

0.87

98.9

0.81

15. Себестоимость1т. м3 газа

руб.

19.557

19.369

99.0

9.358

16. Себестоимость добычи 1 тонны конденсата

руб.

59.560

57.782

97.0

25.468

17. Себестоимость1т деэта - ниированного конденсата

руб.

108.179

103.662

95.8

51.220

18. Балансовая прибыль

тыс. р.

142194

210834

148.3

173459

19. Фонд оплаты труда

тыс. р

763564

754915

98.9

400828

20. Среднесписочная численность - всего

чел.

12291

12331

100.3

10703

21. Ср. мес-я оплата труда

руб.

5177

5102

98.6

3120

22. Капитальные вложения

тыс. р.

2004696

2616669

130.5

741330

23. Ввод основных фондов

тыс. р.

995787

1664658

167.2

526425

Фактическая валовая добыча газа составляет 176524.6 млн. м3, против 175513 млн. м3 по плану. Соответственно за период 1995 года её значение несколько выше и составляло 177803.7 млн. м3. Природный товарный газ составляет175923.5 млн. м3, в т. ч. Тазовский участок - 62.3 млн. м3, Ямбургское месторождение - 175861.3 млн. м3: сеноман - 168976.6 млн. м3, неоком - 6884.7 млн. м3. Наибольшая среднесуточная валовая добыча природного газа 483411млн. м3. Реализация продукции природного газа на 3235.066 млн. руб, товарного конденсата на 93.825 млн. руб, прочей продукции на 82.228 млн. руб, в т. ч. электроэнергии на 41.562 млн. руб.

Платные услуги населению составляет 851 тыс. руб, это на 20 % выше, чем было запланировано. Ввод скважин в эксплуатацию составляет 82 скважины, на 26 скважин больше, чем в предыдущем году.

Средняя цена природного газа составляет 22.313 руб, в 2 раза превышает предыдущий год. Себестоимость товарной продукции - 3624.920 млн. руб, затраты товарной продукции 0.87 руб. Всего на предприятии работает 12331 человек, среднемесячная оплата труда - 5,02 тыс. руб.

Исходя из этой таблице 6.1 можно рассчитать плановую и фактическую производительность труда.

За 1998 год: Пт. план = Qплан / Ч = 175513/12291 = 14.28 млн. м3/чел. год;

Пт. факт. = Qфакт / Ч = 176524.6/12331 = 14.32 млн. м3/чел. год;

за 1997 год: Пт = Q / Ч = 177803.7/10703 = 16.61 млн. м3/чел. год.

Из этих расчётов можно сделать вывод, что фактическая производительность за 1998 год выше плановой, но ниже чем была в 1997 году, хотя среднесписочная численность работников была намного ниже, (10703 рабочих). Это показывает на то, что для добычи газа в 1998 году требуется больше рабочих.

6.2 Анализ себестоимости, прибыли и затрат на производство и реализацию товарной продукции за 1997-1998 год

Затраты предприятия на производство и реализацию продукции выраженные в денежной форме, образуют себестоимость продукции. Исчисляется за какой-то временной период и себестоимость единицы продукции. В зависимости от цели расчёта себестоимости затраты классифицируют по экономическим элементам и калькуляционным статьям расхода.

Себестоимость рассчитываемая по экономическим элементам позволяет определить общий объём потребительских ресурсов, независимо от того на какие цели они были израсходованы. Группировка затрат по статьям калькуляции позволяет определить где, для производства какого вида продукции понесены те или иные затраты.

Группировка затрат по экономическим элементам единая по всем экономическим элементам и в соответствии с основным положением по составу затрат включаемых в себестоимость продукции содержат следующие статьи:

материальные затраты;

расходы на оплату труда (компенсационные выплаты);

отчисление на государственные и социальные страхования (5.4 % от фонда заработанной платы);

отчисление в пенсионный фонд (28 % от фонда з/п);

отчисление на медицинское страхование (3.6 % от фонда з/п);

отчисление в фонд занятости (с 1998 года 1.5 % от фонда з/п);

амортизация основных фондов;

прочие расходы.

К материальным затратам относят расходы на сырьё, основные и вспомогательные материалы, покупные изделия, полуфабрикаты, стоимость топлива, энергии, затраты связанные с использованием природного сырья, отчисления на геолого-разведочные работы, расходы рекультивирования земли, плата за воду, забираемых из водохозяйственных систем в пределах установленных лимитов. Затраты на работу и услуги производственного характера: ремонт основных фондов, транспортные услуги и т.д.

В состав расходов на оплату труда включаются выплаты по заработанной плате исчисленные исходя из сдельных и повременных тарифных ставок и должностных окладов, компенсированных выплат (районный, полярный коэффициент). Амортизационные отчисления включаются в себестоимость по нормам амортизации, установленных законодательством России. В себестоимость продукции не включаются следующие выплаты в денежной и натуральной форме: материальная помощь, вознаграждения по итогам работы за год, оплата дополнительного отпуска, предоставляющего по решению трудового коллектива, надбавки на пенсию, доходы, девиденты, проценты, доходы по акциям, вкладам и др. Прочие расходы - это платежи по обязательному страхованию имущества предприятия, вознаграждения за изобретательство, платы за кредиты банка, оплата работ по сертификации продукции, командировачные расходы по установленным нормам, отчисления в ремонтный фонд, арендная плата. Структура себестоимости по элементам затрат колеблется в зависимости от характера производства и условия деятельности предприятия. Для определения себестоимости единицы основных видов продукции затраты формируются по статьям калькуляции, калькуляция указывает на каком участке производства понесены те или иные затраты.

Таблица 6.2 - Показатели себестоимости, прибыли П "Ямбурггаздобыча" за 1998 год

Себестоимость товарной продукции за 1998 год составила 3624.920 млн. рублей. Затраты на один рубль товарной продукции 0.87 рубля, что выше по сравнению с отчётом 1997 года на 7.4 процента.

Себестоимость добычи нестабильного конденсата выросла по сравнению с 1997 годом в 2 раза и составила за 1000 м3 19.369 рублей, средняя цена реализации 22.313 рублей, рентабельность 15.1 %.

Себестоимость добычи нестабильного конденсата выросла в 2.3 раза и составила за одну тонну 57.780 рублей. Всего затраты на добычу, переработку и экспорт газового конденсата составили 135.922 млн. рублей.

В смете затрат товарной продукции увеличение на 14.1 % по статье "Сырьё и основные материалы" обусловлено ростом отчислений на воспроизводство материально-сырьевой базы за счёт увеличения стоимости реализуемого газа в 1.9 раза. Цена 1000 м3 газа отчётного года составила 22.313 рублей, за прошлый год 11.695 рублей. Значительное увеличение по статье "Вспомогательные материалы" на 68.9 % произошло за счёт применения в производственном процессе диэтиленгликоля, стоимость которого за одну тонну возросла в 4.2 раза с 1.503 тыс. рублей до 6.340 тыс. рублей, стоимость метанола возросла в 1.2 раза, соответственно с 783 рубля за одну тонну до 945 рублей.

Амортизация основных фондов возросла на 38.3 % в связи с переоценкой основных фондов на 01.01.98 года и вводом в 1998 году промышленно-производственных объектов ДКС 1, ДКС 6 и УКПГ 3В.

В "Прочих расходах" значительную долю составляют платежи за право пользования недрами 636 тыс. рублей, что в 1.9 раза больше чем а 1997 году за счёт увеличения цены реализуемого газа. В отчётном году возросли затраты по капитальному ремонту на 29.8 % в связи с увеличением объёма работ и рыночного коэффициента к ценам 1991 года. Из-за тяжёлого финансового положения и неплатежей значительно выросли расходы по процентам за банковский кредит, используемого на выплату заработной платы, составили 49.6 млн. рублей, а в 1997 году эти расходы были 1.1 млн. рублей.

6.2.1 Группировка затрат по статьям калькуляции

Статьи калькуляции себестоимости добычи газа слагаются из следующих:

расходы по искусственному воздействию на пласт;

основная заработанная плата производственных рабочих;

дополнительная заработанная плата производственных рабочих;

отчисления в социальные фонды;

амортизация скважин;

расходы по промысловому сбору и транспортировки газа;

расходы на подготовку и освоение производства;

расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в том числе на подземный и капитальный ремонт скважин;

цеховые расходы;

общепроизводственные расходы;

прочие производственные расходы, в том числе на геолого-разведочные работы или минерально-сырьевые базы.

Сумма расходов по всем статьям образуют производственную себестоимость валовой и товарной продукции, внепроизводственными расходами они образуют полную себестоимость товарного газа. В общепроизводственные расходы предприятия включают затраты на содержание аппарата управления, командировочные и т.п. В статье внепроизводственные расходы учитываются расходы по реализации продукции, административно-управленческие расходы по содержанию вышестоящих организаций, отчисления на научно-исследовательские работы, на подготовку кадров, налоги включаемые в себестоимость продукции. В таблице 6.3 представлена смета затрат на предприятии "Ямбурггаздобыча".

Таблица 6.3 - Смета затрат на производство и реализацию товарной продукции за 1998 год

Показатели

1998 год

1997 год

Процент

роста

(сниж.)

1998г. к

1997г.

тыс. руб.

на руб.

товарн.

продук

коп.

тыс. руб.

на руб.

товарн.

продук

коп.

1

2

3

4

5

6

1. Сырьё и осн. материалы

408576

9.85

186724

8.63

114.1

2. Вспомагат-е материалы

72139

1.74

22250

1.03

168.9

3. Энергия со стороны

502

0.01

406

0.02

-

4. Топливо со стороны

99

-

82

-

-

5. Материальные затраты

481316

11.60

209462

9.68

119.8

6. Фонд оплаты труда

166972

4.02

116933

5.4

74.4

7. Отчисления на соц. нужд

63937

1.54

45587

2.11

72.9

8. Амортизация осн. фондов

1105255

27.57

416580

19.25

138.3

9. Прочие денеж-е расходы

1807440

43.58

971941

44.91

97.0

10. Затраты на произв-во и реализ-ю продукции

3624920

87.38

1760503

81.35

107.4

11. Товарная продукция

4148444

-

2164007

-

-

6.3 Расчет снижения затрат на добычу газа

6.3.1 Сравнение с фактическим потреблением метанола

По результатам контрольных замеров дебита газа с отбором проб жидкости на химический анализ, сделанных в декабре 1998 года можно привести следующие данные:

в среднюю скважину подача СН3ОН (метанола) Qм = 60 л/ч;

Qм' = 75% и Qв' = 25 % - соответственно содержание метанола и воды в жидкости, отобранной из этой скважины.

Для декабря 1998 года: tсеп = - 30 0С - температура сепарации для ЯГКМ;

t = - 28 0С - температура окружающей среды.

Значения температуры затвердевания водометанольных растворов:

Концентрация метанола, % мас. Температура затвердевания, 0С

70 - 87,0 (нач.). - 116,0 (кон.)

80 - 102,5 (нач.). - 132,0 (кон.)

По всем этим данным можно сделать вывод, что было израсходовано излишнее количество метанола. Это подтверждается опытными данными: температура затвердевания при Qм'= 75% мас. около минус 90.100 0С (начала затвердевания). Понятно, что таких температур ни в системе сбора и подготовки газа, ни тем более в скважине нет (они намного выше), даже с учетом температуры окружающей среды. А значит образования гидратов невозможно.

Это подтверждается и расчетными данными. Расчетное количество подачи метанола: Qмф = 60 л/ч * 24 ч/сут = 1440 л/сут. Т.е. было закачено метанола в скважину на 80 л/сут больше, чем необходимо.

Летом (июль 1998 года) потребность в метаноле резко сокращается из-за повышения температуры окружающей среды (на 43 0С по сравнению с декабрем).

Подачу метанола можно сократить в это время в 1,5 раза с учетом всех запасов, описанных выше, т.е.

Qм = 1360 л/сут * 2/3 = 906 л/сут

С учетом того, что в примере рассматривалась средняя скважина, то по месторождению:

Qм = 670 скв. (1440 л/сут1скв. - 1360 л/сут1скв) = 53600 л/сут

За год экономия составит:

Qм = 30 cут * 9 мес * 53600 л/сут + 30 сут * 3 мес * (1440 л/сут1скв - 906 л/сут1скв) * 670 скв

Qм = 14472000 л/9мес + 32200200 л/3мес = 46672200 л/год = 46672,2 т/год

Т.е. вследствие рационального использования метанола, его расход составит на 46672,2 тонн меньше, чем фактический за тот же период (за год).

6.3.2 Расчет снижения себестоимости добычи газа

Отклонение фактической себестоимости продукции от плана, в абсолютной форме:

Н= Qм Цм,

где Qм - отклонение от плана фактического количества израсходованных вспомогательных материалов; Н - изменение себестоимости при новом расходе метанола.

Цм= 873,0 руб. /т - стоимость метанола.

Н= - 46672,2 т/год 873,0 руб. /год =

40745,00 тыс. руб. /год = - 40,745 млн. руб. /год.

То есть при рациональном расходе метанола себестоимость продукции уменьшилась на 40,745 млн. руб.

Вывод

Полученное отклонение себестоимости продукции в денежном выражении составило 4074,5 млн. руб., что дает дополнительную экономию средств при рациональном потреблении метанола. Сэкономленные средства можно использовать.

Список использованных источников

1. Бухгалтер Э.Б. Метанол и его использование в газовой промышленности, - М: Недра, 1986, 283 с.

2. Истомин В.А., Сулейманов Р.С., Бурмистров А.Г. и др. Пути сокращения расхода ингибиторов гидратообразования в системах подготовки газа Уренгойского месторождения - М.: ВНИИЭгазпром, 1987 г.,48 с. (Обз. Информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып.8).

3. Регламент по УКПГ-1в. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994г.,43с.

4. Регламент по проектированию УКПГ - 1в для перевода на однореагентную (с метанолом) эксплуатацию. М.,РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1994 г., 43 с.

5. Н.Н. Кабанов. Фазовое распределение и экологические вопросы использования метанола в качестве реагента. - М.: ВНИИЭгазпром, 1996,19 с.

6. (Обз. Информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата, вып.3).

7. В.А. Истомин. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах сбора и промысловой обработки газа и нефти. М.: РАО ГАЗПРОМ, ВНИИГАЗ, 1990 г., 213 с.

8. Технология синтетического метанола. М.М. Караваев, В.Е. Леонтьев, И.Г. Попов, Е.Т. Шепелев. - М.: Химия, 1984 г.,239 с.

9. Методика расчета ингибиторов гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И. Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.

10. Чеботарев В.В. Расчеты основных технологических процессов при сборе и подготовке скважинной продукции. УГНТУ, 1995. - 144 с.

Приложения

Приложение А

Программа гидравлического и теплового расчета шлейфа

program shleif;

uses crt,dos;

var

Q: array [1.10] of real;

Toc: array [1.10] of real;

x,Pk,s,Tcp,Tg,Tl,a,Pcp,Px: real;

Ty,Py,r,Cp,K,Z,Di,dn,db: real;

L, i,j,n: integer;

lst: text;

begin

clrscr;

write (' Количество вариантов N=');

readln (n);

write (' Относительная плотность газа, r=');

read (r);

write (' Изобарическая теплоемкость газа, кДж/кг Cp=');

read (Cp);

write (' Коэф. теплопередачи, Вт/ (м2*С) К=');

read (K);

write (' Коэф. сверхсжимаемости газа, Z=');

read (Z);

write (' Эффект Джоуля-Томсона, С/МПа Di=');

read (Di);

write (' Внутренний диаметр шлейфа, мм db=');

read (db);

write (' Наружный диаметр шлейфа, мм dn=');

read (dn);

write (' Температура на устье скважины, K Tу=');

read (Ty);

for j: =1 to n do

begin

writeln;

writeln (' Вариант № ',j);

write (' Добыча газа, млн. м3/сут Q=');

read (Q [j]);

write (' Температура окружающей среды, К Toc=');

read (Toc [j]);

write (' Давление на устье скважины, МПа Pу=');

read (Py);

write (' Длина шлейфа, м*10^2 L=');

read (L);

writeln;

writeln (' Результаты гидравлического и теплового расчета. ');

writeln (' X, м Px, МПа Tl, K Tg, K ');

for i: =0 to L do

begin

x: =i/10+0.001;

a: =262.3*k*dn/ (Q [j] *r*Cp*1e+6);

Tcp: =Toc [j] + (Ty-Toc [j]) * (1-exp (-a*x)) / (a*x);

s: =0.009407/ (2*db*db*db*1e-8);

Pk: =sqrt (sqr (Py) - s*r*z*Tcp*Q [j] *Q [j] *x/ (10.23e-12*exp (ln (db) *5)));

Pcp: =2/3* (Py+sqr (Pk) / (Py+Pk));

Px: =sqrt (sqr (Py) - (sqr (Py) - sqr (Pk)) *x*10/L);

Tl: =Toc [j] + (Ty-Toc [j]) *exp (-a*x) - Di* (sqr (Py) - sqr (Pk)) * (1-exp (-a*x)) / (2*a*x *Рср);

Tg: =8960.19/ (33.3386-ln (Px));

write (' ',x: 3: 1,' ', Px: 4: 2);

writeln (' ', Tl: 4: 2,' ',Tg: 4: 2);

end;

end; end.

Приложение В

Программа расчета расхода ингибитора

program ingibitor;

uses crt,dos;

const M=32; K=1220; Rk=753

var Tg,dT,Tr,C1,C2,Qb,a,Qg,Qk,Ck,Gm: real;

B,B1,P,Py,Ty,Og,Ok,W1,W2,Wpl,dW,G: real;

begin

clrscr;

write ('Давление на устье скважины, МПа Pу=');

read (Py);

write ('Температура на устье скважины, С Tу=');

read (Ty);

write ('Давление на входе в УППГ, МПа P=');

read (P);

write ('Температура на входе в УППГ, С Tr=');

read (Tr);

write ('Добыча газа, тыс. м3/сут Og=');

read (Og);

write ('Добыча конденсата, тыс. м3/сут Ok=');

read (Ok);

write ('Количество выносимой газом воды, кг/тыс. м3 Wpl=');

read (Wpl);

write ('Массовая доля свежего метанола, C1=');

read (C1);

{Количество метанола, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/тыс. м3}

Tg: =8960.19/ (33.3386-ln (P));

dT: = (Tg-273.15) - Tr;

C2: =M*dT/ (K+M*dT);

B: =exp (-3.19+0.0588*Ty-0.00017*sqr (Ty));

B1: =exp (-3.19+0.0588*Tr-0.00017*sqr (Tr));

W1: =exp (1.487+0.0733*Ty-0.000226*sqr (Ty)) /Py+B;

Продолжение приложения В

W2: =exp (1.487+0.0733*Tr-0.000226*sqr (Tr)) /P+B1;

dW: =W1-W2+Wpl;

Qb: =dW*C2/ (C1-C2);

{Количество метанола, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/тыс. м3}

a: =exp (5.33+0.0606*Tr) /exp (ln (p)) *0.69;

Qg: =0.001*a*C2;

{Количество метанола, растворенного в жидкой углеводородной фазы, кг/тыс. м3}

Ck: =0.2118e-3*sqr (C2) - 0.2682e-3*C2+0.02547;

Qk: =Ck*Ok*Rk/Og;

{Суммарный расход метанола для борьбы с гидратами, кг/тыс. м3}

Gm: =Qb+Qg+Qk;

G: =Og*Gm/24; {кг/ч};

writeln ('Tg=',Tg: 4: 3);

write ('Температура понижения гидратообразования, С dT=');

writeln (dT: 4: 2);

write ('Массовая доля отработанного метанола, C2=');

writeln (C2: 4: 3);

write ('Количество метанола в водном растворе, кг/тыс. м3 Qb=');

writeln (Qb: 4: 3);

write ('Содержание метанола в конденсате, кг/тыс. м3 Qk=');

writeln (Qk: 4: 6);

write ('Количество метанола в газовой фазе, кг/тыс. м3 Qg=');

writeln (Qg: 4: 3);

write ('Суммарный расход метанола для борьбы с гидратами, Gm=');

writeln (Gm: 4: 3);

writeln ('G=',G: 4: 3);

End.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Сведения и геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Режим работы нефтесборных сетей месторождения. Проектирование трубопроводов системы сбора. Расчет экономической эффективности проекта.

    дипломная работа [361,1 K], добавлен 11.03.2012

  • Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.

    курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011

  • Характеристика Уренгойского газоконденсатного месторождения. Описание оборудования для очистки и одоризации газа. Рассмотрение источников и основных производственных опасностей на месторождении. Определение себестоимости газа, расчет заработной платы.

    дипломная работа [4,5 M], добавлен 21.10.2014

  • Развитие переработки газовых конденсатов. Характеристика углеводородных газов, совершенствование технологии их переработки. Естественные и искусственные углеводородные газы. Сепарация газа (низкотемпературная) как важнейшая промысловая операция.

    реферат [232,2 K], добавлен 27.11.2009

  • Фарфор - вид керамики, непроницаемый для воды и газа. История происхождения, исходное сырье, технология производства; характеристика и свойства материала; виды фарфора. Области применения фарфоровых изделий: промышленность, медицина; декоративный фарфор.

    презентация [181,9 K], добавлен 29.05.2013

  • Изучение классификации методов осушки природных газов. Состав основного технологического оборудования и механизм работы установок подготовки газа методом абсорбционной и адсорбционной осушки. Анализ инновационного теплофизического метода осушки газа.

    доклад [1,1 M], добавлен 09.03.2016

  • Назначение и цели создания автоматизируемой системы управления технологическими процессами. Приборы и средства автоматизации абсорбционной установки осушки газа. Оценка экономической эффективности применения кориолисовых расходомеров Micro Motion CMF.

    дипломная работа [1,1 M], добавлен 22.04.2015

  • Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации.

    курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011

  • Дренируемые запасы сухого газа, их физические свойства. Разработка нефтяных и газовых скважин, их эксплуатация и методы повышения дебитов. Анализ состояния разработки месторождения "Денгизкуль", технологические показатели и гидрохимический контроль.

    диссертация [9,9 M], добавлен 24.06.2015

  • Характеристика производства лидокаина гидрохлорида, его технико-экономический уровень и обоснование основных технических решений. Исходное сырье, материалы и полупродукты. Физико-химические основы технологического процесса. Нормы технологического режима.

    дипломная работа [3,0 M], добавлен 15.05.2014

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.