Реферат: Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Аль-Гавар - текст реферата. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Реферат

Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Аль-Гавар

Банк рефератов / Международные отношения

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Реферат
Язык реферата: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 41 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникального реферата

Узнайте стоимость написания уникальной работы

36 Реферат «Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Ал ь-Гавар» 2010 г. Введение Нефтяное месторождение -- совокупность залежей нефти на определенн ой территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи ис пользуются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения. Классификация нефтяных мес торождений по запасам нефти Нефтяные месторождении классифициру ется на: · мелкие - до 10 млн. тонн нефти; · средние - 10 - 100 млн. тонн нефти (Кумколь, Верх-Тарское); · крупное - 100 - 1000 млн. тонн нефти (Каламкас, Пенглай, Правдинское, Статфьорд); · крупнейшие (гигантские) - 1 - 5 млрд. тонн нефти (Тенгиз, Самотлор, Ромашкино); · Уникальные (супергигантские) - 5 млрд. тонн нефти и более (Аль-Гавар, Большо й Бурган, Эр-Румайла). Крупнейшие нефтяные местор ождения мира номер государство месторождение год открытия запасы (млрд т) 1 Саудовская Аравия Аль-Гавар 1948 12 2 Кувейт Бурган 1938 10 3 Саудовская Аравия, Кувейт Сафания-Хафджи 1951 6,5 4 Ирак, Саудовская Аравия Эр-Румайла с Западной Курной 1953 6,4 5 Казахстан Кашаган 2000 4,8 Общие сведения о месторождении Аль-Гавар (Гхавар, Гоар) -- крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое м есторождение-гигант в Саудовской Аравии, одно из месторождений бассейн а Персидского залива. Доказанные и извлекаемые запасы нефти 8,1 -- 9,6 млрд т., а по некоторым данным до 12 млрд. т, газа 1,01 млрд. м?. Расположено примерно в 100 км к юго востоку от г. Дахран в провинции Эш-Шаркийя. Размерами 280 км на 30 км, являе тся крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти в мире. Месторожд ение в полной собственности государства и управляется госкомпанией Saudi Aramco. О месторождении известно очень мало, детальные и общие текущие пока затели производства скрываются компанией и правительством. Сведения в основном исторические, по случайным техническим публикациям и слухам. История Месторождение нефти Ghawar - безусловно наибольш ее месторождение нефти в мире и составляет больше чем половину совокупн ой добычи нефти Саудовской Аравии. Оно разделено на шесть продуктивных о бластей. С севера на юг, они - Fazran, Ain Dar, Shedgum, Uthmaniyah, Haradh и Hawiyah. Месторождение Ghawar было обнару жено в 1948. Производство началось в 1951 и достигло пика 5.7 миллионов баррелей в день в 1981. Это - самая высокая длительная норма добычи нефти не достигнутая ни одним другим месторождением нефти в мировой истории. В то время, когда этот порог добычи был достигнут, южные области Hawiyah и Haradh еще не были полность ю развиты. Производство было ограничено после 1981 по причинам рынка, но Ghawar о ставался самым важным месторождением нефти в мире. Лишь в середине восьм идесятых годов количества нефти добываемые на месторождении Самотлор в России превышали добычу на месторождении Гавар, но это было связано с т ем, что производство там было ограничено. Развитие южного Hawiyah и областей Haradh в течение 1994 - 1996 позволило добывать свыше пяти миллионов баррелей в день.Та кая замечательная история производства обуславливается огромной площ адью нефтяного бассейна в Области Ghawar. Alsharhan и Kendall обеспечивают 693 000 акров произв одительной области Ghawar. Это месторождение представляет единственный в ми ре столь длительно фонтанирующий бассейн нефти. Совокупное производст во к 2000 на конец года было приблизительно 51 миллиард баррелей нефти. Характеристики Залежи на глубине 1,5 -- 3 км. Геологические запасы нефти оценивается 20 млрд. тонн. Начальные запасы нефти оцениваетс я 14,33 млрд. тонн, газа 1,01 млрд. м?. Плотность нефти 0,85 г/см?, содержание серы 1,66%. В Сау довской Аравии нефтяной горизонт Гавара называют свита Араб. Геология Схема профиля месторождения Гавар расположился в антиклинали на о сновном разломе пласта относящегося к карбону, около 320 млн. лет назад. Пор оды бассейна: юрские арабские D-известняки с исключительной пористостью (доходящей до 35%), шельфовые отложения глин и известняков с пятипроцентны м содержанием органики (1 -- 2% считается хорошими нефтематеринскими порода ми), и подложка из коры выветривания содержащей непроницаемые ангидриты . Во время тектонических движений мелового периода северо-восточная гра ница Африки, надвигаясь на юго-западную Азию, развила структуру. Перспективы запасов Компания Saudi Aramco заявила, что доказанные з апасы нефти месторождения составляют более 9,6 млрд т. Некоторые исследов атели, в том числе Мэтью Симмонс в своей публикации Twilight in the Desert, предположили д остижение пика добычи в самое ближайшее время. Однако работа Симмонса по дверглась жёсткой критике со стороны Нансена Салери, представителя Saudi Aramco. Около 60 -- 65% всей произведённой Саудовской нефти с 1948 по 2009 добыто из Гавара. К концу 2005 года совокупная добыча на месторождении составила около 8,1 млрд т .. По тем же источникам, на 2006 год, в Гаваре добывалось более 680 тыс. т. нефти в де нь (6,25% мировой добычи). Кроме того, на Гаваре добывается приблизительно 56,6 м лн. м? в день природного газа. Нефтяные запасы и производство Восстанавливаемая сырая нефть и конденсат 259.9 миллиардов баррелей Производство сырой нефти (составляет в среднем в день) 8.9 миллионов баррел ей Производство сырой нефти (ежегодные) 3.25 миллиардов баррелей Газовые запасы и производства 248.5 триллио нов кубических футов Газовая промышленность (составляет в среднем в день) 8.22 миллиарда кубичес ких футов(сырой газ на газовые заводы) Газовая промышленность (ежегодные) 3.00 триллионов кубических футов(сырой газ на газовые заводы) Характеристика сырья Область Ghawar, Ain Dar Начальное содержание легких фракций (SCF/Bbl).550 Нефтяная плотность (в градусах API)34 Нефтяная Вязкость в Условиях Бассейна (сант ипуаз)0.62 Содержание Серы, (% вес.)1.66 % Обводненность (% вес.) 11 % Область Ghawar, Область Shedgum Начальное содержание легких фракций(SCF/Bbl).540 Нефтяная плотность (в градусах API) 34 Нефтяная Вязкость в Условиях Бассейна (сант ипуаз) 0.62 Содержание Серы, (% вес.)1.75 % Обводненность (% вес.)11 % Область Ghawar, Область Uthmaniyah Начальное содержание легких фракций(SCF/Bbl).515 Нефтяная плотность (в градусах API)33 Нефтяная Вязкость в Условиях Бассейна (сант ипуаз) 0.73 Содержание Серы, (% вес.)1.91 % Обводненность (% вес.)11 % Область Ghawar, Область Hawiyah Начальное содержание легких фракций(SCF/Bbl).485 Нефтяная плотность (в градусах API)32 Нефтяная Вязкость в Условиях Бассейна (сант ипуаз)0.85 Содержание Серы, (% вес.)2.13 % Обводненность (% вес.)11 % Область Ghawar, Область Haradh Начальное содержание легких фракций(SCF/Bbl).470 Нефтяная плотность (в градусах API)32 Нефтяная Вязкость в Условиях Бассейна (сант ипуаз)0.89 Содержание Серы (% вес.) 2.15 % Обводненность (% вес.)11 % В общем сырье представляет собой легкую неф ть с средней плотностью 0,85 г/см?, среднесернистая, с содержанием серы 1,66%, с вы соким выходом светлых нефтепродуктов около 45% мас., индекс вязкости базов ых масел более 85, парафинистая. Получаемая продукция Из данной нефти получают широкий спектр неф тепродуктов. В последнее время ставится задача углубления переработки нефти и повышения качества нефтепродуктов. Эта задача на установках АВТ решается организацией мероприятий, направленных на увеличение отбора дистиллятных фракций как в атмосферной, так и в вакуумной колоннах и обе спечение их четкого выделения. При первичной перегонке нефти получают ш ирокий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по темпера турным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкос ти, температурам вспышки, застывания и другим свойствам, связанным с обл астью их применения и использования. Углеводородный газ состоит преиму щественно из пропана и бутанов, которые в растворенном виде содержатся в поступающих на переработку нефтях. В зависимости от технологии первичн ой перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или га зообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционир ующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, б ытового топлива, компонента автомобильного бензина. Фракцию именуют не фтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническ им условиям на товарный продукт, не требуя дополнительного передела. Бензиновая фрак ция с пределам и выкипания 28--180°С преимущественно подвергается вторичной перегонке (чет кой ректификации) для получения узких фракций (28--62, 62--85, 85--105, 105--140, 85--140, 85--180 °С), служащи х сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с цель ю производства индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, т олуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиацио нных бензинов; применяется в качестве сырья пиролиза при получении этил ена, реже -- как компонент товарных бензинов. Керосиновая фракция с температурами выкипани я 120--230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необхо димости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150--280 или 150--315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фр акцию 140--200 °С -- как растворитель для лакокрасочной промышленности. Дизельная фракция, выкипающая при тем пературах 140--320 (340) °С, используется в качестве дизельного топлива зимнего, ф ракция 180--360 (380) °С -- в качестве летнего. При получении из сернистых и высокосе рнистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракц ии 200--320 °С и 200--340 °С из высокопарафинистых нефтей используют как сырье для по лучения жидких парафинов депарафинизацией. Мазут -- остаток атмосферной перегонки нефти -- применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегон ки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга. Широкая масляная фр акция с темпер атурами выкипания 350--500 и 350--540 (580) °С -- вакуумный газойль -- используется в качест ве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга. Узкие масляные фракции с пределами вык ипания 320 (350) -- 400, 350--420, 400--450, 420--490, 450--500 °С используют как сырье для установок производс тва минеральных масел различного назначения и твердых парафинов. Гудрон -- остаток вакуумной перего нки мазута -- подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовы х масел. Основные технологические процессы Нефть из скважины перед поступлением ее на переработку предварительно подвергается трехступенчатой сепарации, для отделения ее от попутных г азов, обезвоживанию с разрушением эмульсий и отстою от механических при месей. Обезвоженная и обессоленная нефть далее поступает на первичную п ереработку. Подготовка нефти на промысле Сырая нефть I из пласта проходит дроссельный вентиль 1 и поступает в сепаратор первой ступени 2, давление в сепараторе под держивается на уровне 0,6--0,7 МПа, которое достаточно для бескомпрессорной п одачи газа II на ГПЗ. Далее из сепаратора первой ступени 2 через дроссельный вентил ь нефть подается в сепаратор второй ступени 3, где за счет дальнейшего снижения давления выделяется оставшийся газ III. Далее нефть перетекает в отстойник 4, где от нее отделяется плас товая вода V и оставшийся газ. Давление в сепараторе второй ступени 0,2--0,3 МПа . В отстойнике давление близко к атмосферному. Газы из сепаратора второй ступени и отстойника сжимаются компрессором 6 и подаются на газоперераб атывающий завод. Нефть IV из отстойника поступает на установку стабилизации, работа которой описана далее. Подготовка нефти на промыслах: 1 -- вентиль; 2, 3 -- сепараторы 1-й и 2-й ступеней ; 4-- отстойник; 5-- насос; 6-- компре ссор; 7 -- газоперерабаты-вающий завод; 8-- нефтестабилизационная установка; I -- пластовая нефть ; II, III -- газы первой и второй сепарации; IV -- нестабильная нефть; V -- вода для закач ивания в пласт; VI -- метан; VII -- этан; VIII -- нестабильный бензин; IX -- метан и этан; X -- ста бильная нефть; XI -- фракция легких углеводородов Нестабильная (сырая) нефть I подогревается вн ачале в теплообменнике 1 потоком уходящей с установки стабильной нефти II, затем в печи 2 и поступает в рект ификационную колонну 3 (стабилизатор). Легкие углеводороды, выходящие с верха к олонны, конденсируются в холодильнике 4 и собираются в емкости 6, откуда они передаются-потребителям как ШФЛУ (VII). Часть ШФ ЛУ поступает в верхнюю часть колонны как орошение для снижения потерь ле гких углеводородов. Стабильная нефть П из куба колонны 3 проходит теплообменник 1, где отдает тепло поступающей на установку сырой нефти I, и направляется п отребителям. Газ стабилизации VI может использоваться как топливный, передаваться на ГПЗ или закачиваться в пласт. Стабилизация нефти на промыслах: 1 -- теплообм енник; 2 -- печь; 3 -- ректификационная колонна; 4 -- холодильник; 5 -- насос; 6 -- емкость; I --нефть сырая; II -- стабильная нефть; III -- топливный газ; IV -- дымовые газы;V -- вода; VI -- газ стабилизации; VII -- ШФЛУ Подготовка нефти на нефтеперерабатывающем заводе Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межр емонтных пробегов установок, улучшение качества сырья для каталитичес ких процессов, а также товарных продуктов -- топлив, битума и электродного кокса. В блоке электрообессоливания можно выделит ь четыре зоны обессоливания. В первой зоне нефть смешивается со свежей п ромывной водой и деэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть та кой, чтобы промывная вода диспергировалась до такого же распределения к апель, как и пластовая, иначе промывная вода будет осаждаться в первую оч ередь, и эффект разбавления пластовой воды не будет достигнут. В качеств е промывной воды используется речная вода или технологические конденс аты; содержание солей в промывной воде не должно быть более мг/л. Во второй зоне происходит отстой наиболее крупных капель вновь образовавшейся э мульсии, а в третьей зоне под действием электрического поля интенсифици руются столкновение и слияние мелких капель. Укрупненные капли опускаю тся в третью зону. В четвертой зоне происходит дополнительный отстой кап ель, выведенных из второй зоны поднимающимся потоком нефти. В поток нефти I насосом-дозатором 1 подается д еэмульгатор. Насосом 2 нефть прокачивается через теплообменники 3, где подогревается дистил лятами с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти до температур ы 80--120 0 С. После теплообменников в нефть добавляется раствор щ елочи V, чтобы довести рН воды до 7,0--7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических ки слот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Ра сход щелочи для повышения рН воды на единицу составляет 10 г/т. В инжекторном смесителе 4 нефть перемешивается с ра створом щелочи и циркулирующей водой VII, и смесь подается в нижнюю часть э лектродегидратора 5 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть VI выводится из электродег идратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична расп ределителю. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода неф ти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отст оявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы или отстойник 7 (из отстойника вода возвра щается в процесс). Часть воды из отстойника сбрасывается в заводскую кан ализацию, что необходимо для снижения концентрации солей. Убыль воды вос полняется подачей воды со второй ступени. Из электродегидратора 5 сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор второй ступени 10. Перед этим электро дегидратором нефть смешивается со свежей водой IV в диафрагмовом смесите ле 9. Вода для промывки предвар ительно подогревается до температуры 65--70 0 С. Обессоленная и об езвоженная нефть III из верхней части электродегидратора II второй ступени отводится с установки. Принципиальная схема электрообессоливающ ей установки: / -- насос-дозатор; 2,6-- насосы: 3 -- теплообменник; 4-- инжекторный смеситель; 5, II -- электродегитраторы; 7-- отстой ник; 8 -- автоматический клапан; 9 -- диа-фрагмовый смеситель; 10-- электрод; 1 -- сырая нефть; II -- деэмульгатор; 111 -- обессоленная нефть; IV -- чистая вода; V -- раствор щелочи; VI -- частично обессоленная нефть; VII -- ц иркулирующая вода; VIII -- эмульсия нефти в воде; IX -- вода в заводскую канализац ию Технологическая схема установки первичной перегонки нефти Нефть I проходит теплообменники 1 и 2, где подогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую коло нну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легка я бензиновая фракция, которая охлаждается в воздушном холодильнике 5, конденсируется в холодил ьнике 4 и собирается в емкости орошения 6, откуда через отстойник 8 подается в стабилизатор бензина 11. В емкости орошения выделя ется также газ IV, направляемый на компримирование.Полуотбензиненная неф ть из нижней части колонны 3 направляется через трубчатую печь 9 в атмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензи ненной нефти подогревается в печи 9 и возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщая дополнительное к оличество тепла, необходимое для ректификации. В колонне 10 нефть разделяется на неск олько фракций. Из верхней части колонны 10 в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденси руется в холодильнике 4, а затем поступает в стабилизатор 11. Кубовый остат ок стабилизатора подогревается в печи 13. В качестве боковых погонов из колонны 10 выво дятся керосиновая X и дизельная VIII фракции, которые первоначально подаются в секции отпарных к олонн 11, в которых в присутстви и водяного пара удаляются легкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки. Из нижней части колонны 10 выходит мазут XVI, который че рез печь 15 подается в колонну вакуумной перегонки 16, где разделяется на вакуум ные дистилляты XI и гудрон II. Из верхней части колонны 16 с помощью пароэжекторног о насоса 14 отсасываются водя ные пары, газы термической деструкции, воздух и некоторое количество лег ких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят XI и гудрон II ч ерез теплообменники подогрева нефти 1, 2 уходят с установки. Схема установки атмосферно-вакуумной перег онки нефти: /, 2, 12 -- теплообменник и; 3 -- отбензиниваюшая колонна; 4 -- холодильник; 5 -- воздушный х олодильник; 6-- емкость орошения; 7 -- насос; 8-- отстойник; 9, 13, 15 -- печи нагрева сырья; 10 -- атмосферная колонна с отп арными колоннами; // -- стабилизатор бензина; 14 -- пароэжекторный насос; 16 -- вакуумная колонна; 17-- концевые холодильники; I -- нефть; II -- гудрон; III -- сброс воды в канализацию; IV -- газ на газофракционирующую установку; V -- пар водяной; VI -- газ ы эжекции на утилизацию; VII -- головная фракция стабилизации на газофракци онирующую установку; VIII -- дизельная фракция; IX -- бензин; X -- керосин; XI -- вакуумны й дистиллят; XII -- топливный газ; XIII -- дымовые газы; XIV -- циркуляционное орошение ; XV -- вода; XVI -- мазут Для снижения температуры в кубе и более полн ого извлечения дистиллятных фракций в колонны 10 и 16 подается водяной пар V. Изб ыточное тепло в них снимается циркуляционными орошениями XIV.В стабилиза торе 11 из верхней части отбирают «головку стабилизации» -- сжиженный угле водородный газ VII, а из куба -- стабильный бензин IX, не содержащий газообразн ых углеводородов. При работе по этой схеме следует нагревать нефть в печ и до более высокой температуры, чем при однократном испарении вследстви е раздельного испарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой -- колонной, насосами печными и д ля подачи орошения, конденсаторами-холодильниками. Технологическая схема гидроочистки топлив Сырьем служат прямогонные фракции с содержа нием серы до 2,4 % мае., полученные из х нефтей, а также смеси прямогонных фрак ций и соответствующих дистиллятов вторичного происхождения. Установка имеет два блока, позволяющих перерабатывать два вида сырья раздельно, н о имеющих некоторые общие элементы, в частности, узел регенерации моноэт аноламина, используемого для очистки циркулирующего газа от сероводор ода. Сырье I насосом 2 подают через теплообменник в трубчатую печь 3. В линию насоса врезана лин ия водородсодержащего газа II от компрессора 1. Нагретая до температуры 360--380 °С смесь сырья и циркулирую щего газа проходит последовательно два реактора 4 и 5. Реакторы заполнены кат ализатором (алюмоникельмолибденовым или алюмокобальтмолиб-деновым). П редусмотрена возможность съема избыточного тепла реакции путем подачи в реакторы части холодного водородсодержащего газа. Продукты реакции в виде парогазовой смеси выходят из реактора 5, отдают часть тепла газосыр ьевой смеси, проходя через межтрубное пространство теплообменника 6, охлаждаются в воздушном х олодильнике 7. Смесь поступает в сепаратор высокого давления 8, где от продуктов реакции о тделяется водородсодержащий газ V, обогащенный сероводородом. Затем сме сь из 8 попадает в сепаратор н изкого давления 10, где вновь происходит выделение сероводорода и части у глеводородных газов VI. Газы из сепараторов 8 и 10 уходят сверху и направляются на очистку моноэтанолами ном и выделение сероводорода. Блок очистки газов от сероводрода моноэта ноламином описан в главе 2. В очищенный водородсодержащий газ добавляют водород для восполнения его расхода на гидроочистку. В продуктовой смеси, выходящей снизу из сепа ратора 10, помимо целевой фракци и дизельного топлива, содержится некоторое количество легких продукто в -- тяжелые газовые компоненты и бензиновые фракции VIII. Чтобы отделить эти фракции, жидкие продукты направляют через теплообменник в стабилизаци онную колонну 11. Отпаривание ле гких фракций проводят, возвращая часть дизельного топлива из колонны 11 в печь. Балансовое количес тво гидроочищенного дизельного то плива IX проходит теплообменник 13 и уходит с установки. Угле водородные газы VII направляются на газофракционирующую установку. Гидроочистку тяжелых дистиллятов деструкт ивных процессов (коксования, висбрекинга) обычно проводят в смеси с прям огонными дистиллятами в количестве до 30 % мас. Гидроочистка масляных фракций применяется для осветления и улучшения их стабильности против окисления. Одновреме нно уменьшается их коксуемость и содержание серы (глубина обессеривани я 30--40 %); температура застывания масла повышается на I --3 °С. Выход дистиллятны х и остаточных рафинатов составляет более 97 % мас. Технологическая схема установки гидроочис тки топлив: / -- компрессор; 2-- насос; 3-- печь; 4, 5-- реакторы; 6-- теплообменник; 7-- аппарат воздушного охлаждения; 8 -- сепаратор высокого давл ения; 9 -- дроссельный вентиль; 10 -- сепаратор низкого давления; // -- стабилизационная колон на; 12 -- сепаратор; 13 -- холодильник; 1 -- сырье; II -- св ежий водородсодержащий газ; III -- топливный газ; IV -- дымовые газы; V -- водородсо держащий газ на очистку; VI -- углеводородный газ; VII -- газ стабилизации; VIII -- бен зин; IX -- дизельное топливо; X -- вода Технологическая схема каталитического риф орминга Основное назначение процесса риформинга - п олучение высококтанового компонента товарных автомобильных топлив из низкооктановых тяжелых бензинов за счет их ароматизации. Сырьем устано вки является бензин 85-180 0 С, мощность установки 1 млн. т в год. Катализатор - биметал лический, шариковый. Сырье I смешивается с циркулирующим водород содержащим газом IV. Далее реакционная смесь нагревается в теплообменник е 4 и печи 5 и поступает в верхнюю секц ию реактора 2. Переменный диамет р реактора позволяет неравномерно распределять катализатор между секц иями в соответствии с протекающими реакциями. Продукты из нижней части р еактора 2 проходят теплообменн ики 4. Первое разделение жидкой и газовой фаз происходит в газовом сепараторе низкого давления 8(при 1 МПа ). Газ из этого газового сепаратора компримируют компрессором 6 до давления 1,5 МПа, вновь смеши вают с жидкой фазой, подаваемой из газового сепаратора 8, и разделяют смесь в газово м сепараторе высокого давления 7. Подобное решение узла сепарации, вызва нное низким давлением в реакционной зоне, снижает унос бензина с водород содержащим газом и повышает содержание в нем водорода. В колонне 9 осуществляют стабилизац ию катали-зата при давлении 0,8--0,9 МПа. Из верхней части колонны уходят углев одородный газ VII и головная фракция VIII, которые передаются на газофракцион ирующую установку, а стабильный катализат отбирается снизу колонны. Регенератор 1 представляет собой аппарат с р адиальным потоком реакционных газов, разделенный на три технологическ ие зоны. В верхней зоне при мольном содержании кислорода 1 % об. в газе-окисл ителе происходит выжиг кокса. В средней зоне при содержании кислорода 10--20 % об. и подаче хлорорганических соединений происходит окислительное х лорирование катализатора. В третьей нижней зоне катализатор дополните льно прокаливают в токе сухого воздуха. Схема установки риформинга с движущимся с лоем катализатора: 1 -- секция регенерации; 2 -- реактор; 3 -- насос; 4 -- теплообменник; 5 -- многосекционная печь; 6-- компрессор; 7-- газосепарат ор высокого давления; 8-- газосепаратор низкого давления; 9 -- колонна стабилизации; 10 -- холодильник; 11 -- сепаратор; 12-- трубчатая печь; I -- сырье; II--в оздух; III -- дымовые газы; IV -- циркулирующий газ; V -- вода; VI -- водород заводским по требителям; VII -- газообразные углеводороды; VIII -- нестабильная головная фрак ция; IX -- топливный газ; X -- стабильный катализат Технологическая схема изомеризации бензин овых фракций Процесс изомеризации служит для получения в ысокооктановых компонентов автомобильных топлив на бифункциональном катализаторе, содержащем платину на оксиде алюминия. Процесс проходит п ри температурах 350--400 °С и давлении 3--3,5 МПа, объемная скорость подачи сырья со ставляет 1,5--2,0 ч- 1 . Для п одавления побочных реакций расщепления осуществляют циркуляцию водор одсодержащего газа в объеме 900 нм 3 на 1 м 3 жидкого сырья. Исходная пентановая фракция поступает на из омеризацию с центральной газофракционирующей установки (ЦГФУ), схема ко торой рассмотрена в главе 2. Сырье I, подаваемое насосом 1, смешивается с вод ородсодержащим газом, нагревается в теплообменнике 2 и далее через змеевик труб чатой печи 4 поступает в реакто р 3, заполненный катализатор ом. В начале работы температура в реакторе около 380 0 С , а в конце вследствие некоторого дезактивиро-вания катализатора она под нимается до температуры 430--450 0 С. Технологическая схема установки изомериза ции: / -- насос; 2 -- теплообменник; 3 -- реактор; 4 -- печь; 5 -- аппарат воздушног о охлаждения; 6 -- холодильник; 7-- с епаратор водородсодержащего газа; 8-- компрессор водородсод ержащего газа; 9 -- адсорбер-осуши тель газа; 10 -- стабилизационная колонна; // -- сепаратор углеводородного газа; 12 -- кипятильник; 13 -- абсорбер изопен-тана; I -- сырье; II -- водород; III -- топливный га з; IV -- дымовые газы; V -- сухой воздух для регенерации адсорбента; VI -- влажный во здух; VII -- пар; VIII -- стабильный изомеризат; IX -- насыщенный абсорбент; X -- гексанов ая фракция (абсорбент); XI -- жирный газ; XII -- вода Парогазовая смесь продуктов реакции охлажд ается и конденсируется в аппаратах воздушного охлаждения 5 и водяном холодильнике 6. В газовом сепараторе 7 отд еляется водородсодержащий газ, который, смешиваясь со свежим водородсо держащим газом II, проходит адсорбер 9, заполненный цеолитом для удаления влаги. Осушенный га з поступает на прием компрессора 8. Нестабильный изомеризат забирается и з нижней части сепаратора 7, подогревается в теплообменнике 2 и подвергается стабилиза ции в колонне 10, из верхней секц ии которой уходит углеводородный газ XI, а из нижней -- стабильный изомериз ат VIII, направляемый на разделение на ЦГФУ. Изопентан дополнительно извлекается из угл еводородного газа гексановой фракцией X, поступающей с ЦГФУ, в абсорбере 13. Насыщенный абсорбент IX во звращается для переработки на центральную газофракционирующую устано вку. Технологическая схема каталитического кре кинга Целевым назначением процесса является полу чение высококачественного бензина с октановым числом, определенным ис следовательским методом (ОЧ И ), 90--92. При каталитическом крекинге образуется значитель ное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье для прои зводства высокооктанового компонента бензина). Установки каталитическ ого крекинга являются также поставщиком сырья для химической промышле нности: из газойлей каталитического крекинга получают сажевое сырье и н афталин; тяжелый газойль может служить сырьем для производства высокок ачественного «игольчатого» кокса. установки каталитического крекинга с шариковым катализатором и с микросферическим катализатором. Установ ки с шариковым катализатором производительно-тью 750 тыс. т в год в настоящ ее время выводятся из эксплуатации. Установки с микросферическим катал изатором производительностью 2 млн т в год. Сырье I после гидроочистки подогревается в п ечи 11 и поступает к основа-нию л ифта-реактора 9. Температура в р еакторе 515--545 °С, время контакта сырья с катализатором несколько секунд. Сю да же из регенератора 7 ссыпается регенерированный катализатор и в низ реакто ра подается водяной пар VI. Катализатор, взвешенный в смеси паров сырья и в одяного пара, через решетку на конце лифта-реактора 9 попадает в отпарную секцию 10. Там пары продуктов кре кинга отделяются от катализатора, который ссыпается вниз отпарной секц ии. Для повышения эффективности отпаривания нижняя часть отпарной секц ии снабжена перегородками. Отпаренный катализатор самотеком поступает в регенератор 7. Воздух II на регенерацию подают компрессором 1; температур а регенерации 700 °С, давление 2,5 МПа, интенсивность выжигания кокса примерн о 80 кг/ч, скорость газов над слоем катализатора 0,9--1,0 м/с. В регенераторе отсут ствуют паровые змеевики для отвода избыточного тепла, и тепловой баланс реакторного блока регулируют, изменяя количество воздуха II, подаваемого через распределительное устройство 6. Дымовые газы и воздух подаются в р егенератор раздельно, что позволяет регулировать скорость регенерации катализатора. Продукты сгорания IV проходят котел-утилизат ор 5 и электрофильтр 4. Конечное пылесодержание газов не превышает 80 мг/нм 3 . Пары продуктов крекин га поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 13. Из верхней части этой колонны уходят пары бе нзина XI, углеводородный газ XII и водяной пар. Нижняя часть колонны 13 является отстойником кат ализаторного шлама XIII, который возвращается в отпарную секцию 10. Отстоявшийся от шлама жид кий остаток VIII выводят из колонны. Этот остаток состоит в основном из тяже лых полициклических ароматических углеводородов, склонных к коксообра зованию. Он нежелателен как компонент сырья для крекинга, но является ид еальным сырьем для получения «игольчатого» кокса (если крекингу подвер гать сырье с умеренным содержанием серы). Избыточное тепло в колонне сни мают цир- кулирующим внизу колонны крекинг-остатком, это тепло использую т для получения водяного пара. На установке предусмотрены две отпарные к олонны 15 и 16 соответственно для легкого X и тяжелого IX каталитических газой лей. Схема установки каталитического крекинга : / -- компрессор; 2 -- топка под давле нием; 3 -- катализаторная емкос ть; 4 -- электрофильтр; 5 -- котел-ути лизатор; 6 -- распределительно е устройство; 7 -- регенератор; 8 -- циклон; 9 -- лифт-реактор; 10-- отпарная секция; // -- печь; 12-- теплообменник; 13 -- ректификационная колонн а; 14-- сепаратор; 15, 16-- отпарные колонны; 17-- насос; I -- сырье; II -- воздух; III -- т опливный газ; IV -- дымовые газы; V -- вода; VI -- пар; VII -- циркулирующий остаток; VIII -- ост аток >420 °С; IX -- тяжелый газойль; X -- легкий газойль; XI -- бензин; XII -- газ; XIII -- катализат орный шлам Для увеличения глубины крекинга установка м ожет работать с рециркуляцией промежуточных фракций. Их отводят из коло нны к основанию лифта-реактора. На установке широко используется воздуш ное охлаждение, что сокращает объем оборотной воды на заводе. Рынок сбыта Экспортом нефти данного месторожден ия, а так же ее переработкой занимается компания Saudi Aramco -- национальная нефтя ная компания Саудовской Аравии. Крупнейшая нефтяная компания мира по по казателю добычи нефти и размеру нефтяных запасов. Также, по оценке газет ы «Financial Times», является крупнейшей компанией в мире по стоимости бизнеса ($781 мл рд). Штаб-квартира -- в Дахране. «Saudi Aramco» контролирует месторождения с запасам и нефти примерно 260 млрд баррелей (99 % запасов Саудовской Аравии), что состав ляет около четверти мировых разведанных запасов нефти. Имеет большое вл ияние в ОПЕК. Компания контролирует добычу природного газа на территори и страны, владеет современными нефте- и газоперерабатывающими заводами. Компания имеет филиалы, совместные предприятия и дочерние компании в Ки тае, Японии, на Филиппинах, Республике Корея, Сингапуре, Объединенных Ара бских Эмиратах, США и Великобритании. Компании принадлежит флот совреме нных супертанкеров. У «Saudi Aramco» имеется совместное предприятие с российско й нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ» -- «Lukoil Saudi Arabia Energy Ltd.» (LUKSAR). В начале 2007 года это СП обнар ужило коммерческие залежи природного газа на блоке А, расположенном в во сточной части нефтегазоносного бассейна Руб аль-Хали (к югу от крупнейше го в мире нефтяного месторождения Аль-Гавар). Между правительством Саудо вской Аравии и «LUKSAR» подписан договор о разработке этого блока на срок до 40 лет (общий объём инвестиций в проект, как ожидается, составит около $2 млрд .). По данным компании в 2006 году ее добыча составляла 8,9 млн баррелей нефти в д ень, что соответствует 443,1 млн тонн нефти в год. Заключение В заключении следует сравнить месторождение Гавар с Астраханским газо конденсатным месторождением. Краткая характеристика Астраханского газоконденс атного месторождения Астраханское газоконденсатное месторождение расположено в юго-западн ой прибортовой зоне Прикаспийской впадины, в 60 км к северо-востоку г. Астр ахани. Открыто в 1976 году разведочной скважиной № 5-А. Залежь приурочена к сл ожному по строению карбонатному массиву, представленному известняками башкирского яруса среднего 40 км, тип массивно -- пластовый. Глубина залега ния карбона. Астраханское газоконденсатное месторождение -- крупнейшее в Европе. Его запасы оцениваются в 2,5 трлн м3 газа и 400 млн т конденсата (с высо ким содержанием сероводорода). Размеры залежи 100х40 км, кровли продуктивно го пласта 3827-3990 м. Этаж газоносности до 250 м. Газо-водяной контакт -- на глубине м инус 4073 м. Добыча ведется с глубины около 4000 м. Начальное пластовое давление -- 61,2 МПа. Начальная пластовая температура -- 107 0 С. Фильтрационно-емкостные свойства пор од -- коллекторов (ФЕС) -- низкие (пористость -- 10 %). Продуктивная толща месторож дения резко неоднородна по площади и разрезу и представляет собой совок упность макрозон с повышенной продуктивностью (дебит газа 300--600 и более тыс . м3/сут.) и зон с неактивными запасами (дебит скважин ниже 50 тыс. м3/сут.) Состав пластовой смеси АГКМ Пластовая смесь АГКМ характеризуется как высокос ернистая, со сложным составом. Из соединений серы, кроме H2S, среднее содерж ание которого по состоянию на 1.01.99 г. составляет 26,0 %об., в газе содержится ано мально большое количество сероокиси углерода (около 1000 мг/м3). Содержание с еры меркаптановой составляет около 2000 мг/м3, сероуглерода менее 10 мг/м3, угле кислоты 12,6 %об., азота -- не превышает 0,5 %об. В соответствии с "Комплексным прое ктом разработки Астраханского месторождения (утвержден 28.06.96r) на 1.01.99г приня то удельное потенциальное содержание С5+ в пластовом газе 259 г/м3 газа сепар ации. Пластовая система АГКМ находится в однофазном газообразном состо янии и недонасыщена тяжелыми углеводородами. Давление начала конденса ции оценивается в 40,0 -- 44,0 МПа. Состояние и основные направления освоения Аст раханского газоконденсатного месторождения Разработка Астраханског о месторождения начата 31 декабря 1986 году в соответствии с «Проектом опытн о -- промышленной эксплуатации», составленным ВНИИГАЗом в 1985 году на объем годовой добычи газа 12 млрд м3 (протокол ЦКР 45/85 от 10.06.85r). В 1996 году «Комплексный пр оект разработки Астраханского месторождения» выполнен ВНИИГАЗом с уча стием ВолгоградНИПИнефти, АНИПИгаза, ВНИПИгаздобычи, НВНИИГГ. Максимал ьно достигнутая добыча по газу сепарации с начала ввода АГКМ в эксплуата цию приходится в 1999 году 8,7 и минимальная добыча на 1990 г. -- 2,9 млрд м3. Добыча газа на АГКМ обусловлена работоспособностью перерабатывающих мощностей АГ ПЗ, из-за невозможности транспортировки агрессивного сырья на другие пе рерабатывающие заводы по магистральным трубопроводам без предварител ьной подготовки. Средний рабочий дебит скважин в 1998 году составил 300 тыс. м3/с ут. Среднее рабочее устьевое давление и депрессия равны соответственно 26,4 и 12,7 МПа (по проекту -- 24,3 и 14,6 МПа). Пластовое давление в зоне отбора АГКМ соста вило 53,5 МПа. Принятый вариант разработки АГКМ В качестве рекомендованног о на период до 2010 года принят вариант с годовым отбором добычи газа сепара ции 12 млрд.м3 (с 2002 года), предусматривающий эксплуатацию месторождения на р ежиме истощения при минимизации пластовых потерь конденсата путем под ключения в эксплуатацию зон с высоким давлением (УППГ -- 6 и 3) и максимальное использование методов воздействия на призабойные зоны скважин с целью повышения их продуктивности. Тактика разработки месторождения основыв ается на использовании запаса пластовой энергии до величины давления н ачала ретроградной конденсации. Равномерное и минимальное снижения пл астового давления по площади обеспечивается за счет создания условий в нутрипластовых перетоков газа из пойменной, охранной, периферийных и ма лопродуктивных зон. Такая тактика позволяет сохранить стабильность КГ Ф, снизить потери конденсата, а также отодвинуть сроки строительства ДКС . Бурение эксплуатационных скважин. На Астраханском ГКМ для бурения эксплуатац ионных скважин используются буровые установки класса БУ-5000 ДГУ-1 Уралмаш БУ ЗД-76 и Уралмаш БУ 4Э-76 с вышками башенного типа ВБ-53-320 М, оборудованные подъ емниками типа У2-5-5, КП-2-3. Буровая установка включает в себя: а) насосный блок, отнесенный в целях безопасности на 30 м от устья скважины; б) узел приготов ления и утяжеления бурового раствора, состоящий из: 1. Блока приготовлени я раствора БПР. 2. Глиномешалки ГМ-1 3. Гидромешалки типа ГДМ-1 4. 9-ти запасных ем костей для раствора (У=360 мЗ), снабженных каждая гидроперемешивателями тип а 4УПГ. Типовая конструкция скважины-- направление шахтное -- 720 мм 0-11 м -- напра вление удлиненное -- 630 мм 11-50 м -- кондуктор -- 426 мм 350 м -- 1 промежуточная колонна -- 324 мм 2000 м -- 2 промежуточная колонна -- 244,5 мм 3850 м -- эксплуатационная колонна -- 177,8 мм 4050 м Испытание скважины. После окончания бурения скважины заключительных промыслово-геофизических работ, спуска эксплуатационной колонны и ее ц ементирования производится опробование в интервале 4050-3950 м. Вскрытие прод уктивного пласта в колонне производится перфоратором 3ПКО из расчета 12 о тверстий на 1 п.м. Исследование скважины на приток производится через сеп арационную установку «Порта-Тест» на шести режимах путем смены стацион арных режимов фильтрации на штуцерах от 8 до 22 мм. Освоение скважины. Освое ние скважин производится с целью получения промышленных притоков газа и газоконденсата и является составной частью испытания скважин перед с дачей их в эксплуатацию, включает в себя работы по вызову притока пласто вых флюидов, очистки призабойной зоны от фильтратов промывочной жидкос ти, искусственному воздействию на призабойную зону и отработке скважин ы. Все виды по освоению скважин осуществляются в соответствии с действую щими РД и «Временным технологическим регламентом на освоение скважин А страханского ГКМ» согласно индивидуальным планам на каждую скважину, у тверждаемым главным инженером и главным геологом предприятия. Планами предусматривается выполнение работ по: -- подготовке скважины к освоению ; -- инициированию (возбуждению) притока; -- отработке скважины (очистке приз абойной зоны); -- установке подземного скважинного оборудования. При полу чении притока газа ниже проектного: -- проведение дополнительной соляно- кислотной обработки призабойной зоны по отдельному плану. Технология о своения скважины: 1. Освоение скважины при Рпл > Ргидр. заменой бурового ра створа на техническую воду и метанол по завершении монтажа и опрессовки фонтанной арматуры и отводов. 2. Распакеровка пакера производится путем сброса шара и создания избыточного давления согласно инструкции служб ы поставщика. 3. Осуществляется отработка скважины отдувкой в земляной а мбар со сжиганием пластовой продукции, продолжительность отдувки -- до п олучения чистого газа. 4. При отсутствии притока (слабом притоке) в зоне пе рфорации закачивается 10-15м3 солярки(нефти) и 60-100мЗ ингибированной соляной к ислоты с обеспечением гидроразрыва пласта. Через 2-6 часов по завершении ц родавки кислоты в пласт приступают к отдувке скважины. 5. После отработки скважины в амбар производится переключение потока на технологическую линию (на установку Порта-Тест) для выполнения газодинамических и газоко нденсатных исследований. 6. В процессе отработки скважины и проведения и сследований осуществляется подача в затрубное пространство ингибитор а коррозии 5-10 % раствора Додиген 4482-1 сопс, Sepacorr CE 5479 AM, TYPE 932. 7. При получении притока ни же проектного проводится дополнительная обработка скважины по отдельн ому плану. Добыча, сбор и транспорт продукции скважин на ГПЗ По состоянию на 1.10.99 года, на Аст раханском промысле находится 178 скважины, в том числе: -- эксплуатационных -- 130 -- наблюдательных -- 26 -- специальных технологических -- 20, действуют 5 УППГ (1, 2, 4, 6, 9), УППГ -- 3А находится в стадии строительства. Дебиты эксплуатационных скважин составляют от 100 до 500 тыс. м3/сутки. Пластовая газожидкостная смесь ( ГЖС) по колонне насосно-компрессорных труб поднимается к устью скважины . Отсюда с давлением 16 ? 32 МПа она поступает на первую ступень подогрева. Пос ле подогрева до температуры 60 ? 70 °C ГЖС проходит автоматический дросселир ующий клапан -- регулятор, на котором давление снижается до 7.9 ? 10.3 МПа, и посту пает на вторую ступень подогрева. Со второй ступени подогрева с температ урой 60 ? 70 °C ГЖС через замерную диафрагму подаётся в шлейф (шлейфы длиной до 2-х км имеют диаметр 114 х 8.6 мм, а длиной свыше 2-х км -- 168 х 10.97 мм) и по нему поступает на блок входных манифольдов (БВМ) на площадке установки предварительной подготовки газа (УППГ). БВМ позволяет направить продукцию скважины или в сборный коллектор, или на контрольный сепаратор для замера её дебита, ил и через факельный сепаратор на факел. На площадке УППГ расположена устан овка приготовления раствора ингибитора коррозии и технологическая нас осная для его подачи в затруб скважин и газоконденсатопроводы. С УППГ пр одукция скважин по газоконденсатопроводу Dy = 400 подаётся на газоперерабат ывающий завод. На I очереди промысла с каждого УППГ проложены две нитки га зоконденсатопроводов, а с УППГ II очереди -- по одной. Расчётное давление га зоконденсатопроводов 12 МПа. Расход скважин регулируется ЭВМ по системе ТМ/ТУ таким образом, чтобы на входе на ГПЗ давление ГЖС находилось в преде лах 6.8 ? 7.0 МПа, а температура в пределах 30 ? 35 °C. Система ТМ/ТУ позволяет осущест влять оперативный контроль и управление технологическим процессом доб ычи, сбора и транспорта ГЖС, а также отключать промысловые объекты при до стижении критических параметров. Система автоматики питается очищенны м газом, подаваемым на промысел с ГПЗ под давлением 5.5 МПа. Для снижения вре дных выбросов в атмосферу отдувка скважин после КРС, интенсификации и пе риодического ингибирования НКТ производится в подземные ёмкости. Конт роль за содержанием сероводорода в воздухе осуществляется стационарны ми датчиками, установленными на площадке скважины, площадке УППГ и по пе риметру промысла. Сигналы от них поступают как на центральную ЭВМ так и в операторную УППГ. В работе находятся пять УППГ суммарной производитель ностью (проектной) до 10.5 млрд м3 отсепарированного газа в год. Переработка газа и газового конденсата. Астраханский газоперерабатывающий завод предназначен для подготовки и переработки пластового газа с получение м товарных продуктов, в состав которого входят:* установки сепарации пла стового газа высокого давления (1-4 У-171, 1-2 У-271); * установки сероочистки газа рас твором диэтаноламина (1-4 У-172, 1-2 У-272); * установки осушки и отбензинивания очище нного газа (У-174, 274); * установок по производству и хранению серы и доочистки о тходящих газов (1-4 У-151, 1-2 У251); * установки очистки и компримирования газов выве тривания конденсата (У-141, 241); * установки стабилизации конденсата и обработ ки пластовой воды (У-120, 220); * комбинированная установка, включающая блок элек трообезвоживания и электрообессоливания (ЭЛОУ), блок атмосферной перег онки (АТ) мощностью 3 млн тонн в год, блок вторичной перегонки (ВП) и блок очи стки и получения сжиженного газа (250 тыс. тонн); * установка гидроочистки мощ ностью 2 млн тонн/год; * установка каталитического риформинга мощностью 1 м лн тонн в год; * установка сжигания производственных отходов (У-165,265); * факель ное склад светлых нефтепродуктов хозяйство; * объекты складской зоны, вк лючающие: склад сжиженных газов (40 буллитов по 200 м3) *(16 резервуаров по 10000 м3) три наливные эстакады светлых нефтепродуктов на 150 стояков; * установка автом атического налива жидкой серы (производительностью 1200 т/час); * установка м еханизированной погрузки твердой серы -- 600 т/час.; * установки грануляции се ры; * подземные хранилища нестабильного конденсата и нефтепродуктов; * об ъекты вспомогательного производственного и обслуживающего назначени я; * предзаводская зона; * азотно-кислородная станция, цех наполнения и хра нения кислородных баллонов, склады хим. реагентов и масел, склад оборудо вания, ремонтно-механический цех, центральная заводская лаборатория, ин женерно-лабораторный корпус, заводоуправление, пож. депо, база военизиро ванной службы, противофонтанной и газовой безопасности, административ но -- бытовые корпуса, столовая, объекты энерговодоснабжения с водозабор ом на р. Бузан, внешние и внутренние железнодорожные и автомобильные дор оги с сооружениями на них, причал на реке Бузан, объекты связи и канализац ии и др. Для переработки на АГПЗ поступает пластовая смесь, представляющая собо й углеводороды предельного ряда Бутлерова (газообразные и жидкие). Кроме того, в этой смеси содержатся неорганические газы, основным представите лем, которые являются H2S, CO2 и в меньших концентрациях N2, H2, Ar, He. В пластовую смесь входят также сероорганические соединения СОS, СS2, RSН (жидкие и газообразны е), сульфиды, дисульфиды, тиофаны, тиофены, а также углеводороды пиридинов ого ряда и в небольших количествах кислородсодержащие нафтеновые кисл оты и пластовая вода с растворимыми в ней соединениями. Первой установкой завода является установка сепарации пластового газа У-171/271, где пластовая смесь разделяется на:-- отсепарированный газ; -- нестаби льный конденсат; -- пластовую воду; a) Отсепарированный газ на установке се роочистки У-172/272 проходит очистку от кислых компонентов (H2S, CO2), где получают о бессеренный и кислый газы. Обессеренный газ направляется на осушку и отб ензинивание (У-174/274), откуда выходит как товарный газ потребителю по ГОСТ 5542 -- 87. b) Нестабильный конденсат с У-171/271 поступает на стабилизацию на установ ку стабилизации конденсата У-121/221, откуда уходит как стабильный конденсат на комбинированную установку У-1.731 для получения нефтепродуктов. c) Пласто вая вода с установки сепарации направляется на установку нейтрализаци и пластовых вод У-122/222, откуда откачивается на полигон для закачки в пласт. d) Кислые газы с установки У-172/272, У-141/241, У-1.731 направляются на установку производс тва серы (У-151/251), где получают серу техническую жидкую и комовую по ГОСТ 127 -- 93. Д алее жидкая сера поступает на установку грануляции серы, на которой полу чают серу газовую гранулированную по ТУ 51-31323949 -- 41 -- 98; e) Газы среднего давления ( газ стабилизации У-120/220 и газы расширения амина У-172/272) поступают на предварит ельную очистку установки У-141/241, где получают углеводородный обессеренны й газ, который направляется на У-172/272 на дополнительную очистку. f) Из стабиль ного конденсата на установках У-731, У-732 бензины автомобильные и У-734 получают нефтепродукты и сжиженные газы: дизельные топлива марок Нормаль-80, Регул яр--92, Премиум-95 по ГОСТ 2084 -- 77. котельные топлива --Л -- 02 -- 62, Л -- 05 -- 62, Л -- 05 -- 40 по ГОСТ 305-82; смес ь пропана -- бутана мазут марки 40 и марки 100 по ГОСТ 10585 -- 76; технических по ГОСТ 20448 -- 90. На У-1.731 получают промежуточную фракцию НК-350 и на блоке АТ -товарное топли во -- мазут. Фр. НК-350 с блока АТ (У-1.731) направляется на гидроочистку У-1.732 от S-, N2-, O2-со держащих соединений и возвращается на блок ВП У-1.731. На блоке ВП из гидроочи щенной фр. НК-350 получают товарное дизельное топливо (класса 2, с присадкой п овышаюшей смазывающую способность), промежуточные фракции (НК-62, 62-180). НК-62 на блоке вторичной перегонки проходит аминовую очистку и используется ка к компонент автомобильного бензина, а фр. 62-180 направляется на установку ри форминга У-1.734 для получения высокооктанового компонента автомобильног о бензина. На блоке ОПСГ У-1.731 получают сжиженные газы (СПБТ и БТ), которые отп равляются в товарный парк сжиженных газов У-500. На установке каталитическ ого риформинга У-1.731 получают стабильный катализат с октановым числом по моторному методу не менее 76 и по исследовательскому методу не более 98. В настоящее время ООО «Газп ром Добыча Астрахань» представляет собой комплекс, объединяющий в един ую технологическую и финансовую структуру 24 подразделения. Среди них: Ас траханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), осуществляющий перерабо тку пластового газа и газового конденсата с получением широкого ассорт имента товарной продукции; Газопромысловое управление (ГПУ) обеспечива ет разработку Астраханского газоконденсатного месторождения, добычу и транспорт газожидкостной смеси на Астраханский газоперерабатывающий завод. В общем состав Астраханского газоконденсата во многом отличен от нефти и газа месторождения Гавар и во многом уступает ему. Содержание серы в Ас траханском газоконденсате во много раз выше, что делает предварительну ю подготовку более затратной и неблагоприятно сказывается на качестве конечной продукции - бензинов, дизельного топлива и мазута, и вызывает бы стрый износ оборудования в следствии коррозии, но в тоже время это дает в озможность производить газовую серу, в больших количествах. Список литературы 1.Alsharhan, Abdulrahman S. and Kendall, Christopher G. St. C., Precambrian to Jurassic Rocks of Arabian Gulf and Adjacent Areas: Their Facies, Depositional Setting, and Hydrocarbon Habitat , Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, volume 70, #8, 1986 2.Arabian American Oil Company Staff, Ghawar Oil Field, Saudi Arabia , Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, Volume 43, #2, 1959 3.Bramkamp, R. A., Sander, N. J., and Steinecke, M., Stratigraphic Relations of Arabian Jurassic Oil , Habitat of Oil, American Association of Petroleum Geologists, 1958 4.Levorsen, A.I., Geology of Petroleum , W.H. Freeman, San Francisco, 1954 5.Mitchell, J.C., Lehmann, P.J., Cantrell, D.L., Al-Jallal, I.A. and Al-Thagfay, M.A.R., Lithofacies, Diagenesis and Depositional Sequence; Arab-D ember, Ghawar Field, Saudi Arabia ,SEPM Core Workshop #12, Houston, 1988 6.Saudi Arabian Oil Company, Impact of 3-D Seismic on Reservoir Characterization and Development, Ghawar Field, Saudi Arabia , AAPG Studies in Geology #42 and SEG Geophysical Developments Serie s #5, AAPG/SEG, Tulsa, 1996 7.Saudi Aramco, Oil Reservoirs, Table of Basic Data , Year-End 1980 8.United States Energy Information Administration, The Petroleum Resources of the Middle East , 1982 9.«Тайное богатство». «Ведомости», № 238 (1765), 18 декабря 2006 11. «Газ из сердца ОПЕК». «Вед омости», № 25 (1799), 13 фе враля 2007
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
Не бойтесь умных женщин: когда приходит любовь, мозги у них отключаются.
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Обратите внимание, реферат по международным отношениям "Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Аль-Гавар", также как и все другие рефераты, курсовые, дипломные и другие работы вы можете скачать бесплатно.

Смотрите также:


Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru