|
|
Оборудование для производства кефира резервуарным способом
Технологическая линия по производству кефира (стр. 1 из 6)
Министерство сельского хозяйства Российской Федерации
ФГОУ ВПО Уральская государственная сельскохозяйственная академия
Факультет технологий животноводства
Кафедра механизации переработки и упаковки сельскохозяйственной продукции и безопасности жизнедеятельности
Оценка защиты
курсовой работы
Члены комиссии
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЛИНИЯ ПРОИЗВОДСТВА КЕФИРА
Курсовая работа
Пояснительная записка
Руководитель________ Е.В.Васильева
ст.преподаватель (подпись) (дата)
Студент _______________ ANTONiO
ТП – 3 ___ (подпись) (дата)
Екатеринбург 2008
Содержание
Введение. 3
Технология приготовления кефира.. 5
Описание линии.. 8
Технологическое оборудование. 11
Танк молокохранительный В2-ОМГ-10. 11
Центробежный насос НМУ-6. 13
Автоматизированная пластинчатая пастеризационно-охладительная установка ОПЛ-5. 15
Пластинчатый пастеризатор. 17
Сепаратор-молокоочиститель ОМА-3М.. 19
Гомогенизатор А1-ОГМ.. 21
Танк Г6-ОПБ-1000 для выдерживания пастеризованного молока. 23
Шестеренный насос НРМ-2 с внутренним зацеплением. 25
Танк двустенный ОТК-6 для сквашивания молока. 27
Фасовочно-упаковочный автомат М6-ОПЗ-Е. 29
Технологический расчет. 32
Расход сырья и выход готового продукта. 32
Расчет и подбор технологического оборудования. 33
Расчет площади цеха. 36
Обозначения к машинно-аппаратной схеме технологической линии производства кефира.. 37
Обозначения к машинно-аппаратной схеме цеха производства кефира.. 38
Заключение. 39
Список использованной литературы.. 41
Введение
Кефир является одним из наиболее популярных кисломолочных диетических напитков и по праву занимает доминирующее положение среди всех продуктов переработки молока.
Родиной кефира является Северный Кавказ, где его долгое время изготовляли в бурдюках или в деревянных кадках. Технология его изготовления в аулах простая – кефирные грибки заливают парным молоком, охлажденным до 18-20 0С, в процессе сквашивания и созревания продукт периодически взбалтывают. При созревании кефира вследствие усиленной аэрации активно развиваются дрожжи, что влияет на вкус и консистенцию продукта: консистенция становится жидкой, сметанообразной, вкус – специфическим, кислым, приобретает остроту.
В России кефир вырабатывался еще в 1866-1867 гг. кустарным способом на грибках, привезенных с Кавказа в сухом виде. Кефирные грибки оживляли в кипяченом охлажденном обезжиренном молоке и использовали для приготовления заквасок. Молоко для кефира подогревали до 16-23 0С и заквашивали закваской, непосредственно слитой с грибков. После получения сгустка бутыли взбалтывали для ускорения процесса образования напитка и выдерживали в помещении при температуре 14-16 0С в течение суток, а иногда и более продолжительное время.
По той же технологии вырабатывали кефир на городских молочных заводах, при этом применяли пастеризацию молока и розлив напитка в бутыли с герметичной укупоркой.
В результате длительности технологического процесса, трудоемкости многих операций выпуск кефира был ограничен и спрос населения на него не удовлетворялся, поэтому в 30-х годах ХХ в. технологию кефира изменили: его стали выпускать ускоренным способом, получившим впоследствии наименование термостатного.
Молоко, идущее на выработку кефира, стали сквашивать при высоких температурах в термостатах без встряхивания и соответствующего накопления продуктов дрожжевого брожения. В результате изменения технологии вместо мягкого по консистенции полужидкого напитка с характерным освежающим вкусом заводы стали выпускать продукт с плотным сгустком, по вкусу похожим на простоквашу.
В результате ряда научно-исследовательских работ был разработан резервуарный способ производства кефира, являющийся в настоящее время общепризнанным и широко внедренным в молочную промышленность.
Целью моей работы является рассмотрение типовой технологической линии производства кефира резервуарным способом с охлаждением продукта в резервуарной емкости для сквашивания молока и фасовкой в полиэтиленовые пакеты. Данная технологическая линия широко применяется для производства кефира как на предприятиях Свердловской области, так и по всей стране и позволяет получать продукт с хорошими вкусовыми и органолептическими качествами, удовлетворяющими требованиям нормативных документов.
Существует два способа производства кефира – резервуарный и термостатный. Резервуарный способ производства отличается от термостатного тем, что сквашивание молока производится в большой емкости и на розлив направляется продукт с перемешанным сгустком. Технологический процесс состоит из следующих операций: приемки и подготовки сырья, нормализации, гомогенизации, пастеризации и охлаждения, заквашивания, сквашивания в специальных емкостях, охлаждения сгустка, созревание сгустка, фасования.
Сырье
Кефир резервуарным способом вырабатывают из цельного натурального нормализованного молока не ниже второго сорта, кислотностью не более 19 0Т, плотностью не менее 1,0278 кг/м3, с различной массовой долей жира, поэтому исходное молоко нормализуют до требуемой массовой доли жира. При нормализации цельного молока по жиру могут быть два варианта: жира в цельном молоке больше, чем требуется в производстве, и жира в цельном молоке меньше, чем требуется. В первом варианте жир частично отбирают путем сепарирования или к исходному молоку добавляют обезжиренное. Во втором варианте для повышения жирности исходного молока добавляют к нему сливки. Один из простейших способов нормализации по жиру – нормализация путем смешивания в емкости рассчитанных количеств нормализуемого молока и нормализующего компонента (сливок или обезжиренного молока) при тщательном перемешивании смеси.
Тепловая обработка и гомогенизация
Пастеризация молока производится с целью уничтожения вегетативных форм микрофлоры, в том числе патогенных. Наиболее распространенный способ в производстве кисломолочных продуктов – кратковременная пастеризация при температуре 85-87 0С с выдержкой в течение 5-10 мин. или при 90-92 0С с выдержкой 2-3 мин. с последующим охлаждением до температуры заквашивания. Режим пастеризации должен обеспечить получение заданных свойств готового продукта, в частности органолептических показателей (вкус, нужные вязкость и плотность сгустка). Высокие температуры пастеризации вызывают денатурацию сывороточных белков, при этом повышаются гидратационные свойства казеина. Это способствует образованию более плотного сгустка, который хорошо удерживает влагу, что препятствует отделению сыворотки при хранении.
Гомогенизация – это раздробление (диспергирование) жировых шариков путем воздействия на молоко значительных внешних усилий. В процессе обработки уменьшаются размеры жировых шариков и скорость всплывания. Происходит перераспределение оболочечного вещества жирового шарика, стабилизируется жировая эмульсия, и гомогенизированное молоко не отстаивается. В настоящее время применяют двухступенчатую гомогенизацию, исключающую слипание частичек жировых шариков на выходе из клапанной щели гомогенизирующей головки. Гомогенизация проводится при температуре 60-65 0С и давлении 15-17,5 МПа (125-175 атм). После пастеризации и гомогенизации смесь охлаждается до температуры заквашивания.
Заквашивание и сквашивание молока.
При производстве кефира обычно применяют закваску, приготовленную на кефирных грибках. Основными представителями их являются молочнокислые палочки, молочнокислые стрептококки, в том числе ароматобразующие и молочные дрожжи типа Torula. Случайная микрофлора зерен состоит из споровых палочек, уксуснокислых бактерий, молочных плесеней, пленчатых дрожжей, бактерий группы Coli и пр.
Для приготовления кефирной закваски сухие кефирные зерна выдерживают в теплой воде (25-30 0С) в течение суток, меняя ее за это время 2-3 раза. После этого воду сливают, и набухшие зерна заливают теплым молоком, взятым в десятикратном количестве по отношению к объему грибков.
Для выработки кефира с характерным вкусом и прочной консистенцией необходимо использовать производственную закваску, выдержанную после сквашивания при температуре 10-12 0С в течение 12-24 час. Закваску, масса которой обычно составляет 5 % массы заквашиваемой смеси, вносят в смесь, охлажденную до температуры заквашивания. Смесь сквашивают при температуре 23-25 0С до образования молочно-белкового сгустка кислотностью 80-100 0Т (рН 4,5-4,65). Во время сквашивания происходит размножение микрофлоры закваски, нарастает кислотность, коагулирует казеин и образуется сгусток. После окончания сквашивания продукт немедленно охлаждают.
Перемешивание и охлаждение сгустка
После сквашивания кефир перемешивают и охлаждают до температуры созревания. Перемешивание продукта начинают через 60-90 мин. после начала времени его охлаждения и проводят в течение 10-30 минут. Перемешанный и охлажденный до температуры 20 0С сгусток оставляют в покое.
Созревание кефира
Продолжительность созревания кефира составляет 6-10 ч. Во время созревания активизируются дрожжи, происходит спиртовое брожение, в результате чего в продукте образуются спирт, диоксид углерода и другие вещества, придающие этому продукту специфические свойства.
Перемешивание и розлив
По истечении времени созревания,перед началом розлива кефир в резервуаре перемешивают 2-10 мин.
Упаковку и маркировку производят в соответствии с требованиями стандарта на этот продукт. С целью улучшения консистенции готового продукта, упакованный кефир рекомендуется выдерживать в холодильной камере перед реализацией. При достижении кефиром требуемого показателя условной вязкости и температуры 6 0С технологический процесс считается законченным и продукт готов к реализации.
добыча нефти | Определение и факты
Добыча нефти , добыча сырой нефти и, часто, попутного природного газа с Земли.
Полупогружная платформа для добычи нефти, работающая в воде на глубине 1800 метров (6000 футов) в бассейне Кампос, у побережья штата Рио-де-Жанейро, Бразилия. © Divulgação Petrobras / Agencia Brasil (CC BY-SA 3.0, Бразилия) Нефть - это природный углеводородный материал, который, как полагают, образовался из остатков животных и растений в глубоких осадочных слоях.Нефть, будучи менее плотной, чем окружающая вода, вытеснялась из пластов источника и мигрировала вверх через пористые породы, такие как песчаник и известняк, до тех пор, пока не была окончательно заблокирована непористой породой, такой как сланец или плотный известняк. Таким образом, месторождения нефти оказались в ловушке геологических особенностей, вызванных складчатостью, разломами и эрозией земной коры.
Трансаляскинский трубопровод Трансаляскинский трубопровод проходит параллельно шоссе к северу от Фэрбенкса. © Райнер Гросскопф — Photodisc / Getty Images Нефть может существовать в газообразной, жидкой или почти твердой фазе по отдельности или в комбинации. Жидкую фазу обычно называют сырой нефтью, а более твердую фазу можно назвать битумом, гудроном, пеком или асфальтом. Когда эти фазы встречаются вместе, газ обычно перекрывает жидкость, а жидкость - более твердую фазу. Иногда нефтяные месторождения, поднявшиеся во время образования горных хребтов, подвергались эрозии с образованием смолистых отложений.Некоторые из этих месторождений были известны и эксплуатировались на протяжении всей истории человечества. Другие приповерхностные отложения жидкой нефти медленно просачиваются на поверхность через естественные трещины в вышележащих породах. Накопления из этих просачиваний, называемые каменным маслом, в 19 веке использовались в коммерческих целях для производства лампового масла простой дистилляцией. Однако подавляющее большинство нефтяных месторождений находится в порах естественной породы на глубине от 150 до 7600 метров (от 500 до 25000 футов) от поверхности земли.Как правило, более глубокие отложения имеют более высокое внутреннее давление и содержат большее количество газообразных углеводородов.
Когда в 19 веке было обнаружено, что каменное масло дает дистиллированный продукт (керосин), пригодный для фонарей, начались активные поиски новых источников каменного масла. В настоящее время все согласны с тем, что первой скважиной, пробуренной специально для обнаружения нефти, была скважина Эдвина Лорентина Дрейка в Титусвилле, штат Пенсильвания, США, в 1859 году. Успех этой скважины, пробуренной рядом с выходом нефти, побудил продолжить бурение в том же районе и вскоре привел к аналогичным исследованиям в другом месте.К концу века растущий спрос на нефтепродукты привел к бурению нефтяных скважин в других государствах и странах. В 1900 году мировая добыча сырой нефти составляла почти 150 миллионов баррелей. Половина этого объема была произведена в России, а большая часть (80 процентов) остальной части была произведена в Соединенных Штатах ( см. Также бурового оборудования).
Получите эксклюзивный доступ к контенту из нашего 1768 First Edition с подпиской. Подпишитесь сегодняПоявление и рост использования автомобилей во втором десятилетии 20 века создали большой спрос на нефтепродукты.Годовая добыча превысила один миллиард баррелей в 1925 году и два миллиарда баррелей в 1940 году. К последнему десятилетию 20-го века в более чем 100 странах насчитывалось почти один миллион скважин, добывающих более 20 миллиардов баррелей в год. К концу второго десятилетия 21-го века добыча нефти выросла почти до 34 миллиардов баррелей в год, из которых растущая доля была обеспечена за счет сверхглубоководного бурения и добычи нетрадиционной нефти (в которой нефть добывается из сланцев, битуминозных песков и т. или битум, или добывается другими методами, отличными от обычного бурения).Нефть добывается на всех континентах, кроме Антарктиды, которая защищена от разведки месторождений экологическим протоколом к Договору об Антарктике до 2048 года.
Первоначальная скважинаДрейка была пробурена недалеко от известного участка просачивания сырой нефти с поверхности. В течение многих лет такие просачивания были единственным надежным индикатором наличия подземных запасов нефти и газа. Однако по мере роста спроса были разработаны новые методы оценки потенциала подземных горных пород. Сегодня разведка нефти требует интеграции информации, полученной в результате сейсмических исследований, геологического построения, геохимии, петрофизики, сбора данных географических информационных систем (ГИС), геостатистики, бурения, разработки резервуаров и других методов исследования поверхности и недр.Геофизические исследования, включая сейсмический анализ, являются основным методом разведки нефти. Методы гравитации и магнитного поля также являются исторически надежными методами оценки, которые можно применять в более сложных и сложных условиях разведки, таких как подсолевые структуры и глубоководные участки. Начиная с ГИС, гравиметрические, магнитные и сейсмические исследования позволяют геофизикам эффективно сосредоточить поиск целевых объектов для исследования, тем самым снижая риски, связанные с разведочным бурением.
сырая нефть Натуральный выход нефти. Предоставлено Норманом Дж. Хайном, доктором философии. Существует три основных типа методов разведки: (1) поверхностные методы, такие как картографирование геологических объектов, обеспечиваемое ГИС, (2) территориальные исследования гравитационных и магнитных полей и (3) сейсмографические методы. Эти методы указывают на наличие или отсутствие геологических особенностей, благоприятных для залежей нефти. До сих пор нет возможности предсказать наличие продуктивных подземных залежей нефти со 100-процентной точностью.
,Определений запасов нефти [Архив 1997]
Запасы, полученные в соответствии с этими определениями, зависят от целостности, навыков и суждения оценщика и зависят от геологической сложности, стадии разработки, степени истощения резервуаров и количества доступных данных. Использование этих определений должно уточнить различие между различными классификациями и обеспечить более согласованную отчетность по запасам.
Определения
Запасы - это те количества нефти, которые, как ожидается, будут коммерчески извлечены из известных залежей, начиная с заданной даты.Все оценки запасов связаны с некоторой степенью неопределенности. Неопределенность зависит главным образом от количества надежных геологических и инженерных данных, доступных на момент оценки и интерпретации этих данных. Относительная степень неопределенности может быть выражена путем отнесения запасов к одной из двух основных классификаций: доказанных или недоказанных. Вероятность извлечения недоказанных запасов меньше, чем вероятность извлечения доказанных запасов, и их можно дополнительно подразделить на вероятные и возможные запасы, чтобы обозначить прогрессивно возрастающую неопределенность их извлекаемости.
Цель Общества инженеров-нефтяников (SPE) и Мирового нефтяного совета (WPC, ранее World Petroleum Congresses) при утверждении дополнительных классификаций помимо доказанных запасов состоит в том, чтобы способствовать согласованности среди профессионалов, использующих такие термины. Представляя эти определения, ни одна из организаций не рекомендует публичное раскрытие запасов, классифицированных как недоказанные. Публичное раскрытие количеств, классифицируемых как недоказанные запасы, остается на усмотрение участвующих стран или компаний.
Оценка запасов производится в условиях неопределенности. Метод оценки называется детерминированным, если единственная наилучшая оценка запасов производится на основе известных геологических, инженерных и экономических данных. Метод оценки называется вероятностным, если известные геологические, инженерные и экономические данные используются для генерации ряда оценок и связанных с ними вероятностей.
Определение запасов как доказанных, вероятных и возможных было наиболее частым методом классификации и дает представление о вероятности извлечения.Из-за возможных различий в неопределенности следует проявлять осторожность при агрегировании запасов по разным классификациям.
Оценка запасов обычно пересматривается по мере появления дополнительных геологических или инженерных данных или при изменении экономических условий. Запасы не включают количество нефти, хранящейся в запасах, и могут быть уменьшены из-за использования или потерь при переработке, если это требуется для финансовой отчетности.
Запасы могут быть отнесены либо к природной энергии, либо к улучшенным методам добычи.Улучшенные методы добычи включают все методы пополнения естественной энергии или изменения естественных сил в пласте для увеличения конечной добычи. Примерами таких методов являются поддержание давления, цикличность, заводнение, термические методы, химическое заводнение и использование смешивающихся и несмешивающихся жидкостей вытеснения. В будущем могут быть разработаны другие улучшенные методы добычи, поскольку нефтяные технологии продолжают развиваться.
Доказанные запасы
Доказанные запасы - это те количества нефти, которые с помощью анализа геологических и инженерных данных можно с достаточной степенью уверенности оценить как коммерчески извлекаемые с заданной даты и далее из известных пластов и при текущих экономических условиях, методах эксплуатации и постановлениях правительства. ,Доказанные запасы можно разделить на разрабатываемые и неразработанные.
Если используются детерминированные методы, термин "разумная уверенность" предназначен для выражения высокой степени уверенности в том, что объемы будут извлечены. Если используются вероятностные методы, должна существовать как минимум 90% вероятность того, что фактически извлеченные количества будут равны оценке или превысят ее.
Определение текущих экономических условий должно включать соответствующие исторические цены на нефть и связанные с ними затраты и может включать период усреднения, который соответствует цели оценки запасов, соответствующим контрактным обязательствам, корпоративным процедурам и государственным постановлениям, связанным с отчетностью этих запасов.
В общем, запасы считаются доказанными, если коммерческая продуктивность коллектора подтверждается фактическими добычными или пластовыми испытаниями. В этом контексте термин «доказанные» относится к фактическим объемам запасов нефти, а не только к продуктивности скважины или коллектора. В некоторых случаях доказанные запасы могут быть присвоены на основании каротажных диаграмм и / или анализа керна, которые указывают на то, что рассматриваемый пласт содержит углеводороды и аналогичен резервуарам в той же области, которые производят или продемонстрировали способность к добыче при испытаниях пласта. ,
Площадь пласта, считающаяся доказанной, включает (1) площадь, очерченную бурением и определенную контактами флюидов, если таковые имеются, и (2) незабуренные части пласта, которые могут быть обоснованно оценены как коммерчески продуктивные на основе имеющихся геологические и инженерные данные. При отсутствии данных о контактах с флюидами доказанным пределом является наименьшее известное присутствие углеводородов, если иное не указано окончательными геологическими, инженерными или эксплуатационными данными.
Запасы могут быть классифицированы как доказанные, если предприятия по переработке и транспортировке этих запасов на рынок функционируют на момент оценки или есть разумные основания полагать, что такие объекты будут установлены. Запасы в неразработанных участках могут быть классифицированы как доказанные неразработанные при условии, что (1) эти участки являются прямым удалением от скважин, которые указали на промышленную добычу в целевом пласте, (2) имеется достаточная уверенность в том, что такие участки находятся в пределах известных доказанных продуктивных пределов объекта (3) места расположения соответствуют существующим правилам размещения скважин, где это применимо, и (4) есть разумная уверенность в том, что участки будут разработаны.Запасы из других месторождений классифицируются как доказанные неразработанные только в тех случаях, когда интерпретация геологических и инженерных данных из скважин указывает с достаточной уверенностью, что целевой пласт является непрерывным по горизонтали и содержит коммерчески извлекаемую нефть в местах за пределами прямых выносов.
Запасы, которые должны быть добыты с применением установленных улучшенных методов добычи, включаются в подтвержденную классификацию, когда (1) успешное испытание пилотным проектом или положительный отклик установленной программы в том же или аналогичном коллекторе с аналогичными породами и флюидом properties обеспечивает поддержку анализа, на котором был основан проект, и (2) имеется достаточная уверенность в том, что проект будет продолжен.Запасы, подлежащие извлечению с помощью улучшенных методов добычи, которые еще предстоит установить с помощью коммерчески успешных применений, включаются в доказанную классификацию только (1) после положительного отклика добычи из рассматриваемого коллектора либо (а) репрезентативным пилотом, либо (б) установленная программа, ответ на которую обеспечивает поддержку анализа, на котором основан проект, и (2) имеется достаточная уверенность в том, что проект будет продолжен.
Недоказанные запасы
Недоказанные запасы основаны на геологических и / или технических данных, аналогичных тем, которые используются при оценке доказанных запасов; но техническая, контрактная, экономическая или нормативная неопределенность не позволяет классифицировать такие запасы как доказанные.Недоказанные запасы могут быть далее классифицированы как вероятные и возможные запасы.
Недоказанные запасы могут быть оценены исходя из будущих экономических условий, отличных от тех, которые преобладали на момент оценки. Эффект от возможных будущих улучшений экономических условий и технологических разработок может быть выражен путем отнесения соответствующих количеств запасов к вероятным и возможным классификациям.
Вероятные запасы
Вероятные запасы - это недоказанные запасы, извлечение которых, как показывает анализ геологических и инженерных данных, более вероятно, чем неизвлекаемых.В этом контексте, когда используются вероятностные методы, должна существовать как минимум 50% вероятность того, что фактически извлеченные количества будут равны или превысят сумму оцененных доказанных плюс вероятных запасов.
В целом, вероятные запасы могут включать (1) запасы, которые, как ожидается, будут доказаны обычным поэтапным бурением, когда подповерхностный контроль недостаточен для классификации этих запасов как доказанных, (2) запасы в пластах, которые кажутся продуктивными на основе скважин каротажных характеристик, но отсутствуют данные керна или окончательные тесты и которые не аналогичны продуктивным или доказанным коллекторам в этом районе; (3) дополнительные запасы, относящиеся к бурению с уплотнением, которые можно было бы классифицировать как доказанные, если бы во время оценка, (4) запасы, связанные с улучшенными методами добычи, которые были установлены в результате многократных коммерчески успешных применений, когда (а) проект или пилотный проект планируется, но не работает, и (б) характеристики породы, флюида и коллектора кажутся благоприятными для коммерческих приложение, (5) запасы в области формации, которая, как представляется, отделена от доказанной площади разрывными нарушениями, и геологическая интерпретация указывает s исследуемая область структурно выше, чем доказанная площадь, (6) запасы, относящиеся к будущему капитальному ремонту, обработке, повторной обработке, замене оборудования или другим механическим процедурам, если такая процедура не была доказана успешной в скважинах, которые показывают аналогичные поведение в аналогичных коллекторах, и (7) приростные запасы в доказанных коллекторах, где альтернативная интерпретация характеристик или объемных данных указывает на большее количество запасов, чем можно классифицировать как доказанные.
Возможные запасы
Возможные запасы - это недоказанные запасы, извлечение которых из геологических и инженерных данных предполагает, что вероятность их извлечения ниже, чем вероятных запасов. В этом контексте при использовании вероятностных методов должна существовать как минимум 10% вероятность того, что фактически извлеченные количества будут равны или превысят сумму оцененных доказанных плюс вероятных плюс возможных запасов.
В целом, возможные запасы могут включать (1) запасы, которые, исходя из геологической интерпретации, возможно, могут существовать за пределами районов, классифицированных как вероятные, (2) запасы в пластах, которые кажутся нефтеносными на основании анализа каротажа и керна, но могут не быть продуктивны с коммерческими темпами, (3) дополнительные запасы, относящиеся к бурению с уплотнением, которое подвержено технической неопределенности, (4) запасы, относящиеся к улучшенным методам извлечения, когда (а) проект или пилотный проект запланирован, но не работает, и (б) горные породы, характеристики флюида и коллектора таковы, что существует обоснованное сомнение в том, что проект будет коммерческим, и (5) запасы в области формации, которая, по-видимому, отделена от доказанной области разломами, и геологическая интерпретация указывает на то, что рассматриваемая область структурно ниже доказанной площади.
Категории статуса резерва
Категории статуса запасов определяют состояние разработки и добычи скважин и коллекторов.
Разработано: Разрабатываемые запасы, как ожидается, будут извлечены из существующих скважин, включая запасы за трубой. Увеличенные запасы извлечения считаются разработанными только после установки необходимого оборудования или когда затраты на это относительно невелики. Разрабатываемые запасы можно подразделить на производящие и непроизводящие.
Добыча: Запасы, отнесенные к подкатегории «добывающие», как ожидается, будут извлечены из интервалов заканчивания, которые открыты и являются продуктивными на момент оценки. Запасы увеличенного извлечения считаются производящими только после того, как проект улучшенного извлечения находится в эксплуатации.
Недобывающие: Запасы, отнесенные к подкатегории недобывающих, включают закрытые и непроизводственные запасы. Ожидается, что закрытые запасы будут извлечены из (1) интервалов заканчивания, которые открыты на момент оценки, но которые еще не начали добывать, (2) скважин, которые были закрыты из-за рыночных условий или соединений трубопроводов, или (3 ) скважины, не способные к добыче по механическим причинам.Ожидается, что закаченные запасы будут извлечены из зон в существующих скважинах, что потребует дополнительных работ по заканчиванию или повторного заканчивания в будущем до начала добычи.
Неосвоенные запасы: Ожидается, что неразработанные запасы будут извлечены: (1) из новых скважин на неразбуренных площадях, (2) за счет углубления существующих скважин в другой пласт или (3) когда требуются относительно большие затраты на (a ) заново заканчивать существующую скважину или (б) установить производственные или транспортные мощности для проектов первичной или улучшенной добычи.
Утверждено Советом директоров Общества инженеров-нефтяников (SPE) Inc. и Исполнительным советом Мирового нефтяного совета (WPC), март 1997 г.
,| Блок приема молока | |||
| двухтрубный фильтр | Нержавеющая сталь SUS304, двухтрубный, фильтрующий элемент из нержавеющей стали 100 сетка | ||
| пластинчатый охладитель | нержавеющая сталь SUS304 с сенсорным экраном, одна секция, T = 16 ℃, температура молока на выходе 4 ℃ | ||
| резервуар для хранения молока | материал SUS304, изоляция, с децентрационной мешалкой, подушечка с углублениями, коническая головка, герметичный люк, вентиляционное отверстие, цифровой выставочный термометр, пластина с защитой от завихрений, регулируемые ножки | ||
| молочный насос | нержавеющая сталь SUS304 с покрытием материала, высота подъема насоса 24 метра, механическое уплотнение, внутренняя полировка | ||
| сырое молоко блок предварительной пастеризации | |||
| пластина-пастерлизатор | нержавеющая сталь SUS304, пластинчатого типа, 85 ℃ -95 ℃, 15S, полуавтоматический контроль, высокая температура разгрузка, низкотемпературный обратный поток, с регистратором температуры, CIP-очистка, снижение давления пара Spiraxsarco, система управления | ||
| сепаратор сливок | дисковый сепаратор, автоматический контроль, трехфазный, запуск с преобразованием частоты, саморазгрузка | ||
| гомогенизатор высокого давления | (стартовая коробка в комплекте) | ||
| резервуар для хранения молока | Нержавеющая сталь SUS304, изоляция, с децентрационной мешалкой, подушечка с углублениями, коническая головка, герметичный люк, вентиляционное отверстие, цифровой термометр для демонстрации, пластинчатый vortex, регулируемые ножки | ||
| молочный насос | Material-Touch нержавеющая сталь SUS304, высота подъема насоса 24 метра, механическое уплотнение, внутренняя полировка | ||
| резервуар для хранения сливок | material-touch SUS304 нержавеющая сталь, теплоизоляция , верхняя смещенная от центра мешалка, коническая головка, герметичный люк, воздушный клапан, термометр с цифровым считыванием r, защита от завихрений, опоры с регулируемыми ножками | ||
| Роторный насос | Нержавеющая сталь SUS304 с покрытием материала SUS304, механическое уплотнение из твердого сплава, ручное плавное переключение | ||
| Горелка для масла | SUS304, с регулируемой частотой вращения, 35 об / мин , с устройством защитной крышки | ||
| смесительное устройство | |||
| винтовой насос вертикального типа | пищевой санитарный, регулируемый вручную | ||
| смесительный бак | сенсорный SUS316 нержавеющая сталь, изоляция, с децентрирующей мешалкой, коническая головка, герметичный люк, вентиляционное отверстие, простой клапан, цифровой термометр, пластинчатый антивихревой насос, регулируемые ножки | ||
| молочный насос | нержавеющая сталь SUS316 с сенсорным экраном, высота подъема насоса 24 метра, механическое уплотнение, внутренняя полировка | ||
| штуцер пластинчатого нагревателя | материал SUS316, односекционный, нагрев горячей водой, T1 = 50 ℃, автомат атический температурный контроль | ||
| высокоскоростной резервуар для эмульгирования | Нержавеющая сталь SUS316 с сенсорным экраном, изоляция, нижняя головка быстрого эмульгирования, цифровой термометр, регулируемые ножки | ||
| молочный насос | сенсорный материал из нержавеющей стали SUS316, насос высота подъема 24 метра, механическое уплотнение, внутренняя полировка | ||
| двухтрубные фильтры | material-touch SUS316 нержавеющая сталь, двухтрубная, фильтр из нержавеющей стали 100 ячеек | ||
| рабочая платформа | SUS304,1200 * 1200 * 1200 мм | ||
| Блок стерилизации и гомогенизации йогурта | |||
| Пастеризатор йогурта | Нержавеющая сталь SUS316 с сенсорным экраном, пластинчатого типа, 95 ℃, 300S, полуавтоматическое управление, высокотемпературная разгрузка, низкотемпературный обратный поток, с регистратором температуры, CIP-очистка, сброс давления пара Spiraxsarco, система управления | ||
| гомогенизатор высокого давления er | (в комплекте стартовая коробка) material-touch SUS316, нержавеющая сталь, 25MPa | ||
| резервуар для поддержания температуры | material-touch SUS316, нержавеющая сталь, удерживающий 300S | ||
| ферментационный блок | |||
| ферментационный резервуар | нержавеющая сталь SUS316, трехслойная, с ямочками, изоляция из полиуретана, центральная мешалка с двойной скоростью смешивания: 15 циклов в минуту и 30 циклов в минуту, вход и выход, шар для очистки CIP, дыхательный клапан, цифровой термометр , герметичный люк, смотровое стекло, простой клапан, регулируемые ножки | ||
| роторный насос | Нержавеющая сталь SUS304, пищевой, с плавной регулировкой скорости | ||
| трубчатый охладитель | SUS316, Tm = 30 ℃ Нержавеющая сталь SUS304, Tm = 30 ℃ | ||
| рабочая платформа | SUS304,8000 * 800 * 1600 мм | ||
| ч Емкость для хранения высокого уровня | |||
| Емкость для йогурта | Материал: SUS316, 3 бар, изоляция, с мешалкой для отходов, ямкой, герметичным люком, вентиляционным отверстием, цифровым термометром, антивихревой пластиной, регулируемыми ножками, рычажным датчиком высокого / низкого уровня | ||
| резервуар высокого положения | материал - SUS304, изоляция, с мешалкой для отходов, ямочка, герметичный люк, вентиляция сапуна, цифровой термометр, пластина анти-вихревой, регулируемые ножки, датчик высокого / низкого уровня | ||
| высокий ровная платформа | |||
| Устройство для розлива йогурта и сливок | |||
| Машина для наполнения пластиковых стаканов | SUS316, автоматическое наполнение, автоматическое запечатывание, каждая чашка 200 мл, скорость 4000 чашек в час | ||
| Машина для наполнения соединительных стаканов | SUS316, автоматическое формирование стаканов, автоматическое наполнение, автоматическое запечатывание, каждая чашка 100 мл, скорость 9000 чашек в час | ||
| Машина для розлива в соединительные коробки | SUS316, коробки с автоматическим формованием, автоматическое наполнение гранул, автоматическое запечатывание, каждая коробка 200 г, скорость 4000 коробок в час | ||
| винтовой конвейер | SUS316, регулируемая скорость | ||
| платформа для ручной загрузки бутылок | SUS304 | ||
| SUS304, длина 12 метров, с вентилятором | |||
| наполнитель пластиковых бутылок | Розлив пастеризованного молока и йогурта, объем бутылки 0.25-1л, промывка, наполнение, укупорка резьбы 3 в 1 (16/10/6) | ||
| Туннель пастеризации и охлаждения распылительного типа | Паровой нагрев, с автоматической системой контроля температуры Использование охлаждения оборотной воды С толкателем цилиндра и система вне бутылки | ||
| конвейерная лента | (включая силовую головку), 60 м | ||
| вентиляторная сушилка | SUS304 | ||
| этикетировочная машина для рукавов | SUS304,5000 шт. / ч | SUS304, паровой нагрев, 5000 шт. / Ч | |
| пленка для обертки | 5000BPH | ||
| принтер | |||
| блок обработки творога | |||
| с рубашкой для творога с vcd , регулируемая скорость, автоматический контроль температуры | |||
| пресс-машина | SUS304 | ||
| пр Корзина essor | SUS304 | ||
| Гидравлический блок | для пресса на 1 шт. | ||
| Устройство асептического розлива Birck | |||
| UHT-стерилизатор | , температура стерилизации, температура выдержки 4C полный автоматический контроль | ||
| полностью автоматический вакуумный дегазатор | полностью автоматический контроль, SUS304, датчик перепада давления, импортированный из Германии Labom, рабочая степень вакуума -0.64 ~ -0,85 кПа, регулирование потока частотно-преобразованного типа, работающее вместе с пастеризатором, с конденсирующим устройством | ||
| Гомогенизатор высокого давления | 30 МПа, (стартовая коробка включена) | ||
| асептический бак | полностью автоматический контроль | ||
| машина для асептического розлива кирпичей | 3000 штук в час | ||
| машина для укупорки | |||
| конвейер | SUS304, 8 метров | ||
| принтер | 000 полностью автоматическая система | ||
| полностью автоматическая система CIP | внешнее покрытие из нержавеющей стали SUS304, внутренняя оболочка из SUS304, двойная очистка, система добавления в резервуар для концентрированной кислоты / щелочи по американской технологии, резервуары для концентрата кислоты / щелочи 300 л × 2 | ||
| Обратный насос CIP | Нержавеющая сталь SUS304, высота подъема насоса 24M, механическое уплотнение из твердого сплава, внутреннее S Ад Ярко-Полированный |
