Реферат
«Крупнейшие месторождение нефти. МесторождениеАль-Гавар»
2010 г.
Введение
Нефтяноеместорождение — совокупность залежей нефти на определенной территории. Обычнозанимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины,которые строятся в процессе бурения.
Классификация нефтяных месторождений по запасамнефти
Нефтяныеместорождении классифицируется 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, Большой Бурган, Эр-Румайла).Крупнейшие нефтяные месторождения 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 месторождение-гигант в СаудовскойАравии, одно из месторождений бассейна Персидского залива. Доказанные иизвлекаемые запасы нефти 8,1 — 9,6 млрд т., а по некоторым данным до 12 млрд.т, газа 1,01млрд. м³. Расположено примерно в 100 км к юго востоку от г. Дахран впровинции Эш-Шаркийя. Размерами 280 км на 30 км, является крупнейшимразрабатываемым месторождением нефти в мире. Месторождение в полнойсобственности государства и управляется госкомпанией Saudi Aramco. Оместорождении известно очень мало, детальные и общие текущие показатели производстваскрываются компанией и правительством. Сведения в основном исторические, послучайным техническим публикациям и слухам.История
Месторождениенефти Ghawar — безусловно наибольшее месторождение нефти в мире и составляетбольше чем половину совокупной добычи нефти Саудовской Аравии. Оно разделено нашесть продуктивных областей. С севера на юг, они — Fazran, Ain Dar, Shedgum,Uthmaniyah, Haradh и Hawiyah. Месторождение Ghawar было обнаружено в 1948.Производство началось в 1951 и достигло пика 5.7 миллионов баррелей в день в1981. Это — самая высокая длительная норма добычи нефти не достигнутая ни однимдругим месторождением нефти в мировой истории. В то время, когда этот порогдобычи был достигнут, южные области Hawiyah и Haradh еще не были полностьюразвиты. Производство было ограничено после 1981 по причинам рынка, но Ghawarоставался самым важным месторождением нефти в мире. Лишь в серединевосьмидесятых годов количества нефти добываемые на месторождении Самотлор вРоссии превышали добычу на месторождении Гавар, но это было связано с тем, чтопроизводство там было ограничено. Развитие южного Hawiyah и областей Haradh втечение 1994 — 1996 позволило добывать свыше пяти миллионов баррелей вдень.Такая замечательная история производства обуславливается огромной площадьюнефтяного бассейна в Области Ghawar. Alsharhan и Kendall обеспечивают 693 000акров производительной области Ghawar. Это месторождение представляетединственный в мире столь длительно фонтанирующий бассейн нефти. Совокупноепроизводство к 2000 на конец года было приблизительно 51 миллиард баррелейнефти.
Характеристики
Залежина глубине 1,5 — 3 км. Геологические запасы нефти оценивается 20 млрд. тонн.Начальные запасы нефти оценивается 14,33 млрд. тонн, газа 1,01 млрд. м³.Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 1,66%. В Саудовской Аравиинефтяной горизонт Гавара называют свита Араб.Геология
/>
Схема профиляместорождения
Гаваррасположился в антиклинали на основном разломе пласта относящегося к карбону,около 320 млн. лет назад. Породы бассейна: юрские арабские D-известняки сисключительной пористостью (доходящей до 35%), шельфовые отложения глин иизвестняков с пятипроцентным содержанием органики (1 — 2% считается хорошиминефтематеринскими породами), и подложка из коры выветривания содержащейнепроницаемые ангидриты. Во время тектонических движений мелового периодасеверо-восточная граница Африки, надвигаясь на юго-западную Азию, развиластруктуру.Перспективызапасов
КомпанияSaudi Aramco заявила, что доказанные запасы нефти месторождения составляютболее 9,6 млрд т. Некоторые исследователи, в том числе Мэтью Симмонс в своейпубликации Twilight in the Desert, предположили достижение пика добычи в самоеближайшее время. Однако работа Симмонса подверглась жёсткой критике со стороныНансена Салери, представителя Saudi Aramco. Около 60 — 65% всей произведённойСаудовской нефти с 1948 по 2009 добыто из Гавара. К концу 2005 года совокупнаядобыча на месторождении составила около 8,1 млрд т… По тем же источникам, на2006 год, в Гаваре добывалось более 680 тыс. т. нефти в день (6,25% мировойдобычи). Кроме того, на Гаваре добывается приблизительно 56,6 млн. м³ вдень природного газа.
Нефтяные запасы и производство
Восстанавливаемая сырая нефть и конденсат 259.9 миллиардовбаррелей
Производство сырой нефти (составляет в среднем в день) 8.9миллионов баррелей
Производство сырой нефти (ежегодные) 3.25 миллиардов баррелей
Газовые запасы и производства 248.5 триллионов кубическихфутов
Газовая промышленность (составляет в среднем в день) 8.22 миллиардакубических футов(сырой газ на газовые заводы)
Газовая промышленность (ежегодные) 3.00 триллионов кубическихфутов(сырой газ на газовые заводы)
Характеристикасырья
Область Ghawar, Ain Dar
Начальноесодержание легких фракций (SCF/Bbl).550
Нефтянаяплотность (в градусах API)34
НефтянаяВязкость в Условиях Бассейна (сантипуаз)0.62
СодержаниеСеры, (% вес.)1.66 %
Обводненность(% вес.) 11 %Область Ghawar, ОбластьShedgum
Начальноесодержание легких фракций(SCF/Bbl).540
Нефтянаяплотность (в градусах API) 34
НефтянаяВязкость в Условиях Бассейна (сантипуаз) 0.62
СодержаниеСеры, (% вес.)1.75 %
Обводненность(% вес.)11 %Область Ghawar, ОбластьUthmaniyah
Начальноесодержание легких фракций(SCF/Bbl).515
Нефтянаяплотность (в градусах API)33
Нефтяная Вязкостьв Условиях Бассейна (сантипуаз) 0.73
СодержаниеСеры, (% вес.)1.91 %
Обводненность(% вес.)11 %Область Ghawar, ОбластьHawiyah
Начальноесодержание легких фракций(SCF/Bbl).485
Нефтянаяплотность (в градусах API)32
НефтянаяВязкость в Условиях Бассейна (сантипуаз)0.85
СодержаниеСеры, (% вес.)2.13 %
Обводненность(% вес.)11 %Область Ghawar, ОбластьHaradh
Начальноесодержание легких фракций(SCF/Bbl).470
Нефтянаяплотность (в градусах API)32
НефтянаяВязкость в Условиях Бассейна (сантипуаз)0.89
СодержаниеСеры (% вес.) 2.15 %
Обводненность(% вес.)11 %
В общем сырьепредставляет собой легкую нефть с средней плотностью 0,85 г/см³,среднесернистая, с содержанием серы 1,66%, с высоким выходом светлыхнефтепродуктов около 45% мас., индекс вязкости базовых масел более 85,парафинистая.Получаемая продукцияИз данной нефти получают широкий спектрнефтепродуктов. В последнее время ставится задача углубления переработки нефтии повышения качества нефтепродуктов. Эта задача на установках АВТ решаетсяорганизацией мероприятий, направленных на увеличение отбора дистиллятныхфракций как в атмосферной, так и в вакуумной колоннах и обеспечение их четкоговыделения. При первичной перегонке нефти получают широкий ассортиментфракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения,углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки,застывания и другим свойствам, связанным с областью их применения ииспользования. Углеводородный газ состоит преимущественно из пропана и бутанов,которые в растворенном виде содержатся в поступающих на переработку нефтях. Взависимости от технологии первичной перегонки нефти пропан-бутановую фракциюполучают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырьяна газофракционирующих установках с целью производства индивидуальныхуглеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина. Фракциюименуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта илитехническим условиям на товарный продукт, не требуя дополнительного передела. Бензиноваяфракция с пределами выкипания 28—180°С преимущественно подвергаетсявторичной перегонке (четкой ректификации) для получения узких фракций (28—62,62—85, 85—105, 105—140, 85—140, 85—180 °С), служащих сырьем для процессовизомеризации, каталитического риформинга с целью производства индивидуальныхароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановыхкомпонентов автомобильных и авиационных бензинов; применяется в качестве сырьяпиролиза при получении этилена, реже — как компонент товарных бензинов. Керосиноваяфракция с температурами выкипания 120—230 (240) °С используется как топливодля реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации,гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используюткак осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель длялакокрасочной промышленности. Дизельная фракция, выкипающая притемпературах 140—320 (340) °С, используется в качестве дизельного топливазимнего, фракция 180—360 (380) °С — в качестве летнего. При получении изсернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессериваниефракций. Фракции 200—320 °С и 200—340 °С из высокопарафинистых нефтейиспользуют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией. Мазут— остаток атмосферной перегонки нефти — применяется как котельное топливоили в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического,каталитического крекинга и гидрокрекинга. Широкая масляная фракция стемпературами выкипания 350—500 и 350—540 (580) °С — вакуумный газойль —используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга. Узкиемасляные фракции с пределами выкипания 320 (350) — 400, 350—420, 400—450,420—490, 450—500 °С используют как сырье для установок производства минеральныхмасел различного назначения и твердых парафинов. Гудрон — остатоквакуумной перегонки мазута — подвергают деасфальтизации, коксованию с цельюуглубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточныхбазовых масел.Основные технологические процессыНефть из скважины перед поступлением ее напереработку предварительно подвергается трехступенчатой сепарации, дляотделения ее от попутных газов, обезвоживанию с разрушением эмульсий и отстоюот механических примесей. Обезвоженная и обессоленная нефть далее поступает напервичную переработку.Подготовка нефти на промысле
Сырая нефть I из пласта проходит дроссельный вентиль 1 и поступаетв сепаратор первой ступени 2, давление в сепараторе поддерживается науровне 0,6—0,7 МПа, которое достаточно для бескомпрессорной подачи газа II наГПЗ. Далее из сепаратора первой ступени 2 через дроссельный вентильнефть подается в сепаратор второй ступени 3, где за счет дальнейшегоснижения давления выделяется оставшийся газ III. Далее нефть перетекает вотстойник 4, где от нее отделяется пластовая вода V и оставшийся газ.Давление в сепараторе второй ступени 0,2—0,3 МПа. В отстойнике давление близкок атмосферному. Газы из сепаратора второй ступени и отстойника сжимаютсякомпрессором 6 и подаются на газоперерабатывающий завод.
Нефть IV из отстойника поступает на установку стабилизации, работакоторой описана далее.
/>Подготовка нефти на промыслах: 1 — вентиль; 2,3 — сепараторы 1-й и 2-й ступеней; 4— отстойник; 5— насос; 6—компрессор; 7 — газоперерабаты-вающий завод; 8— нефтестабилизационнаяустановка; I — пластовая нефть; II, III — газы первой и второй сепарации; IV —нестабильная нефть; V — вода для закачивания в пласт; VI — метан; VII — этан;VIII — нестабильный бензин; IX — метан и этан; X — стабильная нефть; XI —фракция легких углеводородов
Нестабильная (сырая) нефть I подогревается вначале втеплообменнике 1 потоком уходящей с установки стабильной нефти II, затем в печи2 и поступает в ректификационную колонну 3 (стабилизатор). Легкиеуглеводороды, выходящие с верха колонны, конденсируются в холодильнике 4 исобираются в емкости 6, откуда они передаются-потребителям как ШФЛУ(VII). Часть ШФЛУ поступает в верхнюю часть колонны как орошение для сниженияпотерь легких углеводородов. Стабильная нефть П из куба колонны 3 проходиттеплообменник 1, где отдает тепло поступающей на установку сырой нефти I, инаправляется потребителям.
Газ стабилизации VI может использоваться как топливный,передаваться на ГПЗ или закачиваться в пласт.
/>
Стабилизация нефти на промыслах: 1 — теплообменник; 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 — ШФЛУПодготовканефти на нефтеперерабатывающем заводе
Глубокоеобессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений ваппаратуре, увеличение межремонтных пробегов установок, улучшение качествасырья для каталитических процессов, а также товарных продуктов — топлив, битумаи электродного кокса.
В блоке электрообессоливания можно выделить четыре зоныобессоливания. В первой зоне нефть смешивается со свежей промывной водой идеэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть такой, чтобы промывная водадиспергировалась до такого же распределения капель, как и пластовая, иначепромывная вода будет осаждаться в первую очередь, и эффект разбавленияпластовой воды не будет достигнут. В качестве промывной воды используетсяречная вода или технологические конденсаты; содержание солей в промывной водене должно быть более мг/л. Во второй зоне происходит отстой наиболее крупныхкапель вновь образовавшейся эмульсии, а в третьей зоне под действиемэлектрического поля интенсифицируются столкновение и слияние мелких капель.Укрупненные капли опускаются в третью зону. В четвертой зоне происходитдополнительный отстой капель, выведенных из второй зоны поднимающимся потокомнефти.
В поток нефти I насосом-дозатором 1 подается деэмульгатор. Насосом2 нефть прокачивается через теплообменники 3, где подогреваетсядистиллятами с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти до температуры80—120 0С. После теплообменников в нефть добавляется раствор щелочиV, чтобы довести рН воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима дляподавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот,попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочидля повышения рН воды на единицу составляет 10 г/т.
В инжекторном смесителе 4 нефть перемешивается с растворомщелочи и циркулирующей водой VII, и смесь подается в нижнюю частьэлектродегидратора 5 через трубчатый распределитель с перфорированнымигоризонтальными отводами. Обессоленная нефть VI выводится из электродегидраторасверху через коллектор, конструкция которого аналогична распределителю.Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечиваетсяравномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводитсячерез дренажные коллекторы или отстойник 7 (из отстойника водавозвращается в процесс). Часть воды из отстойника сбрасывается в заводскуюканализацию, что необходимо для снижения концентрации солей. Убыль водывосполняется подачей воды со второй ступени.
Из электродегидратора 5 сверху не полностью обезвоженная нефтьпоступает под давлением в электродегидратор второй ступени 10. Передэтим электродегидратором нефть смешивается со свежей водой IV в диафрагмовомсмесителе 9. Вода для промывки предварительно подогревается дотемпературы 65—70 0С. Обессоленная и обезвоженная нефть III изверхней части электродегидратора II второй ступени отводится с установки.
/>
Принципиальнаясхема электрообессоливающей установки: / — насос-дозатор; 2,6— насосы: 3— теплообменник; 4— инжекторный смеситель; 5, II —электродегитраторы; 7— отстойник; 8 — автоматический клапан; 9 — диа-фрагмовыйсмеситель; 10— электрод; 1 — сырая нефть; II — деэмульгатор; 111 —обессоленная нефть; IV — чистая вода; V — раствор щелочи; VI — частичнообессоленная нефть; VII — циркулирующая вода; VIII — эмульсия нефти в воде; IX— вода в заводскую канализациюТехнологическая схема установки первичной перегонки нефти Нефть I проходит теплообменники 1 и 2, гдеподогревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает вотбензинивающую колонну 3. В колонне 3 из нефти выделяется легкаябензиновая фракция, которая охлаждается в воздушном холодильнике 5, конденсируетсяв холодильнике 4 и собирается в емкости орошения 6, откуда черезотстойник 8 подается в стабилизатор бензина 11. В емкостиорошения выделяется также газ IV, направляемый на компримирование.Полуотбензиненнаянефть из нижней части колонны 3 направляется через трубчатую печь 9 ватмосферную колонну 10. Часть потока полуотбензиненной нефтиподогревается в печи 9 и возвращается в отбензинивающую колонну 3, сообщаядополнительное количество тепла, необходимое для ректификации. В колонне 10 нефтьразделяется на несколько фракций. Из верхней части колонны 10 в паровойфазе уходит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике 4, а затемпоступает в стабилизатор 11. Кубовый остаток стабилизатора подогревается в печи13. В качестве боковых погонов из колонны 10 выво дятсякеросиновая X и дизельная VIII фракции, которые первоначально подаются в секцииотпарных колонн 11, в которых в присутствии водяного пара удаляютсялегкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки. Изнижней части колонны 10 выходит мазут XVI, который через печь 15подается в колонну вакуумной перегонки 16, где разделяется на вакуумныедистилляты XI и гудрон II. Из верхней части колонны 16 с помощьюпароэжекторного насоса 14 отсасываются водяные пары, газы термическойдеструкции, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельнаяфракция). Вакуумный дистиллят XI и гудрон II через теплообменники подогреванефти 1, 2 уходят с установки.
/>Схема установки атмосферно-вакуумной перегонкинефти: /, 2, 12 — теплообменники; 3 — отбензиниваюшая колонна; 4— холодильник; 5 — воздушный холодильник; 6— емкость орошения; 7 — насос; 8—отстойник; 9, 13, 15 — печи нагрева сырья; 10 — атмосфернаяколонна с отпарными колоннами; // — стабилизатор бензина; 14 —пароэжекторный насос; 16 — вакуумная колонна; 17— концевыехолодильники; I — нефть; II — гудрон; III — сброс воды в канализацию; IV — газна газофракционирующую установку; V — пар водяной; VI — газы эжекции наутилизацию; VII — головная фракция стабилизации на газофракционирующуюустановку; VIII — дизельная фракция; IX — бензин; X — керосин; XI — вакуумныйдистиллят; XII — топливный газ; XIII — дымовые газы; XIV — циркуляционноеорошение; XV — вода; XVI — мазут
Для снижения температуры в кубе и более полного извлечениядистиллятных фракций в колонны 10 и 16 подается водяной пар V.Избыточное тепло в них снимается циркуляционными орошениями XIV.В стабилизаторе11 из верхней части отбирают «головку стабилизации» — сжиженный углеводородныйгаз VII, а из куба — стабильный бензин IX, не содержащий газообразныхуглеводородов. При работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до болеевысокой температуры, чем при однократном испарении вследствие раздельногоиспарения легких и тяжелых фракций. Кроме того, установка оборудованадополнительной аппаратурой — колонной, насосами печными и для подачи орошения,конденсаторами-холодильниками.Технологическаясхема гидроочистки топлив
Сырьем служат прямогонные фракции с содержанием серы до 2,4 %мае., полученные из х нефтей, а также смеси прямогонных фракций исоответствующих дистиллятов вторичного происхождения. Установка имеет дваблока, позволяющих перерабатывать два вида сырья раздельно, но имеющихнекоторые общие элементы, в частности, узел регенерации моноэтаноламина,используемого для очистки циркулирующего газа от сероводорода.
Сырье Iнасосом 2 подают через теплообменник в трубчатую печь 3. В линиюнасоса врезана линия водородсодержащего газа II от компрессора 1. Нагретаядо температуры 360—380 °С смесь сырья и циркулирующего газа проходитпоследовательно два реактора 4 и 5. Реакторы заполнены катализатором(алюмоникельмолибденовым или алюмокобальтмолиб-деновым). Предусмотренавозможность съема избыточного тепла реакции путем подачи в реакторы частихолодного водородсодержащего газа. Продукты реакции в виде парогазовой смесивыходят из реактора 5, отдают часть тепла газосырьевой смеси, проходя черезмежтрубное пространство теплообменника 6, охлаждаются в воздушномхолодильнике 7. Смесь поступает в сепаратор высокого давления 8, где отпродуктов реакции отделяется водородсодержащий газ V, обогащенный сероводородом.Затем смесь из 8 попадает в сепаратор низкого давления 10, где вновьпроисходит выделение сероводорода и части углеводородных газов VI. Газы изсепараторов 8 и 10 уходят сверху и направляются на очисткумоноэтаноламином и выделение сероводорода. Блок очистки газов от сероводродамоноэтаноламином описан в главе 2. В очищенный водородсодержащий газ добавляютводород для восполнения его расхода на гидроочистку.
В продуктовой смеси, выходящей снизу из сепаратора 10, помимоцелевой фракции дизельного топлива, содержится некоторое количество легкихпродуктов — тяжелые газовые компоненты и бензиновые фракции VIII. Чтобыотделить эти фракции, жидкие продукты направляют через теплообменник встабилизационную колонну 11. Отпаривание легких фракций проводят,возвращая часть дизельного топлива из колонны 11 в печь. Балансовоеколичество гидроочищенного дизельного то плива IX проходит теплообменник 13 иуходит с установки. Углеводородные газы VII направляются на газофракционирующуюустановку.
Гидроочистку тяжелых дистиллятов деструктивных процессов(коксования, висбрекинга) обычно проводят в смеси с прямогонными дистиллятами вколичестве до 30 % мас.
Гидроочистка масляных фракций применяется для осветления иулучшения их стабильности против окисления. Одновременно уменьшается ихкоксуемость и содержание серы (глубина обессеривания 30—40 %); температуразастывания масла повышается на I —3 °С. Выход дистиллятных и остаточныхрафинатов составляет более 97 % мас.
/>
Технологическая схема установки гидроочистки топлив: / —компрессор; 2— насос; 3— печь; 4, 5— реакторы; 6— теплообменник;7— аппарат воздушного охлаждения; 8 — сепаратор высокого давления; 9— дроссельный вентиль; 10 — сепаратор низкого давления; // —стабилизационная колонна; 12 — сепаратор; 13 — холодильник; 1 —сырье; II — свежий водородсодержащий газ; III — топливный газ; IV — дымовыегазы; V — водородсодержащий газ на очистку; VI — углеводородный газ; VII — газстабилизации; VIII — бензин; IX — дизельное топливо; X — водаТехнологическая схема каталитического риформинга
Основноеназначение процесса риформинга – получение высококтанового компонента товарныхавтомобильных топлив из низкооктановых тяжелых бензинов за счет ихароматизации. Сырьем установки является бензин 85-1800С, мощностьустановки 1 млн. т в год. Катализатор – биметаллический, шариковый.
Сырье I смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом IV.Далее реакционная смесь нагревается в теплообменнике 4 и печи 5 ипоступает в верхнюю секцию реактора 2. Переменный диаметр реакторапозволяет неравномерно распределять катализатор между секциями в соответствии спротекающими реакциями. Продукты из нижней части реактора 2 проходяттеплообменники 4. Первое разделение жидкой и газовой фаз происходит вгазовом сепараторе низкого давления 8(при 1 МПа). Газ из этого газовогосепаратора компримируют компрессором 6 до давления 1,5 МПа, вновьсмешивают с жидкой фазой, подаваемой из газового сепаратора 8, иразделяют смесь в газовом сепараторе высокого давления 7. Подобное решение узласепарации, вызванное низким давлением в реакционной зоне, снижает унос бензинас водородсодержащим газом и повышает содержание в нем водорода. В колонне 9 осуществляютстабилизацию катали-зата при давлении 0,8—0,9 МПа. Из верхней части колонныуходят углеводородный газ VII и головная фракция VIII, которые передаются нагазофракционирующую установку, а стабильный катализат отбирается снизу колонны.
Регенератор 1представляет собой аппарат с радиальным потоком реакционных газов, разделенныйна три технологические зоны. В верхней зоне при мольном содержании кислорода 1% об. в газе-окислителе происходит выжиг кокса. В средней зоне при содержаниикислорода 10—20 % об. и подаче хлорорганических соединений происходитокислительное хлорирование катализатора. В третьей нижней зоне катализатордополнительно прокаливают в токе сухого воздуха.
/>
Схема установки риформинга с движущимся слоем катализатора: 1 —секция регенерации; 2 — реактор; 3 — насос; 4 —теплообменник; 5 — многосекционная печь; 6— компрессор; 7— газосепараторвысокого давления; 8— газосепаратор низкого давления; 9 — колоннастабилизации; 10 — холодильник; 11 — сепаратор; 12— трубчатаяпечь; I — сырье; II—воздух; III — дымовые газы; IV — циркулирующий газ; V —вода; VI — водород заводским потребителям; VII — газообразные углеводороды;VIII — нестабильная головная фракция; IX — топливный газ; X — стабильныйкатализат
Технологическая схема изомеризации бензиновых фракций
Процесс изомеризации служит для получения высокооктановыхкомпонентов автомобильных топлив на бифункциональном катализаторе, содержащемплатину на оксиде алюминия. Процесс проходит при температурах 350—400 °С и давлении 3—3,5МПа, объемная скорость подачи сырья составляет 1,5—2,0 ч-1. Дляподавления побочных реакций расщепления осуществляют циркуляциюводородсодержащего газа в объеме 900 нм3 на 1 м3 жидкогосырья.
Исходная пентановая фракция поступает на изомеризацию сцентральной газофракционирующей установки (ЦГФУ), схема которой рассмотрена вглаве 2. Сырье I, подаваемое насосом 1, смешивается с водородсодержащим газом,нагревается в теплообменнике 2 и далее через змеевик трубчатой печи 4поступает в реактор 3, заполненный катализатором. В начале работытемпература в реакторе около 380 0С, а в конце вследствие некоторогодезактивиро-вания катализатора она поднимается до температуры 430—450 0С.
/>
Технологическая схема установки изомеризации: / — насос; 2 — теплообменник;3 — реактор; 4 — печь; 5 — аппарат воздушного охлаждения; 6 — холодильник;7— сепаратор водородсодержащего газа; 8— компрессор водородсодержащегогаза; 9 — адсорбер-осушитель газа; 10 — стабилизационная колонна;// — сепаратор углеводородного газа; 12 — кипятильник; 13 — абсорберизопен-тана; I — сырье; II — водород; III — топливный газ; IV — дымовые газы; V— сухой воздух для регенерации адсорбента; VI — влажный воздух; VII — пар; VIII— стабильный изомеризат; IX — насыщенный абсорбент; X — гексановая фракция(абсорбент); XI — жирный газ; XII — вода
Парогазовая смесь продуктов реакции охлаждается и конденсируется ваппаратах воздушного охлаждения 5 и водяном холодильнике 6. Вгазовом сепараторе 7 отделяется водородсодержащий газ, который, смешиваясь со свежим водородсодержащимгазом II, проходит адсорбер 9, заполненный цеолитом для удаления влаги.Осушенный газ поступает на прием компрессора 8. Нестабильный изомеризат забираетсяиз нижней части сепаратора 7, подогревается в теплообменнике 2 иподвергается стабилизации в колонне 10, из верхней секции которой уходитуглеводородный газ XI, а из нижней — стабильный изомеризат VIII, направляемыйна разделение на ЦГФУ.
Изопентан дополнительно извлекается из углеводородного газагексановой фракцией X, поступающей с ЦГФУ, в абсорбере 13. Насыщенныйабсорбент IX возвращается для переработки на центральную газофракционирующуюустановку.
Технологическая схема каталитического крекинга
Целевым назначением процесса является получениевысококачественного бензина с октановым числом, определенным исследовательскимметодом (ОЧИ), 90—92. При каталитическом крекинге образуетсязначительное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье дляпроизводства высокооктанового компонента бензина). Установки каталитическогокрекинга являются также поставщиком сырья для химической промышленности: изгазойлей каталитического крекинга получают сажевое сырье и нафталин; тяжелыйгазойль может служить сырьем для производства высококачественного «игольчатого»кокса. установки каталитического крекинга с шариковым катализатором и смикросферическим катализатором. Установки с шариковым катализаторомпроизводительно-тью 750 тыс. т в год в настоящее время выводятся изэксплуатации. Установки с микросферическим катализатором производительностью 2млн т в год.
Сырье I после гидроочистки подогревается в печи 11 ипоступает к основа-нию лифта-реактора 9. Температура в реакторе 515—545°С, время контакта сырья скатализатором несколько секунд. Сюда же из регенератора 7 ссыпаетсярегенерированный катализатор и в низ реактора подается водяной пар VI.Катализатор, взвешенный в смеси паров сырья и водяного пара, через решетку наконце лифта-реактора 9 попадает в отпарную секцию 10. Там пары продуктовкрекинга отделяются от катализатора, который ссыпается вниз отпарной секции.Для повышения эффективности отпаривания нижняя часть отпарной секции снабженаперегородками. Отпаренный катализатор самотеком поступает в регенератор 7.Воздух II на регенерацию подают компрессором 1; температура регенерации 700 °С,давление 2,5 МПа, интенсивность выжигания кокса примерно 80 кг/ч, скоростьгазов над слоем катализатора 0,9—1,0 м/с. В регенераторе отсутствуют паровыезмеевики для отвода избыточного тепла, и тепловой баланс реакторного блокарегулируют, изменяя количество воздуха II, подаваемого через распределительноеустройство 6. Дымовые газы и воздух подаются в регенератор раздельно, чтопозволяет регулировать скорость регенерации катализатора.
Продукты сгорания IV проходят котел-утилизатор 5 и электрофильтр 4.Конечное пылесодержание газов не превышает 80 мг/нм3. Парыпродуктов крекинга поступают в нижнюю часть ректификационной колонны 13.
Из верхней части этой колонны уходят пары бензина XI,углеводородный газ XII и водяной пар. Нижняя часть колонны 13 являетсяотстойником катализаторного шлама XIII, который возвращается в отпарную секцию 10.Отстоявшийся от шлама жидкий остаток VIII выводят из колонны. Этот остатоксостоит в основном из тяжелых полициклических ароматических углеводородов,склонных к коксообразованию. Он нежелателен как компонент сырья для крекинга,но является идеальным сырьем для получения «игольчатого» кокса (если крекингуподвергать сырье с умеренным содержанием серы). Избыточное тепло в колоннеснимают цир- кулирующим внизу колонны крекинг-остатком, это тепло используютдля получения водяного пара. На установке предусмотрены две отпарные колонны 15и 16 соответственно для легкого X и тяжелого IX каталитических газойлей.
/>
Схема установки каталитического крекинга: / — компрессор; 2 — топкапод давлением; 3 — катализаторная емкость; 4 — электрофильтр; 5 —котел-утилизатор; 6 — распределительное устройство; 7 — регенератор; 8— циклон; 9 — лифт-реактор; 10— отпарная секция; // — печь; 12—теплообменник; 13 — ректификационная колонна; 14— сепаратор; 15,16— отпарные колонны; 17— насос; I — сырье; II — воздух; III —топливный газ; IV — дымовые газы; V — вода; VI — пар; VII — циркулирующийостаток; VIII — остаток >420 °С; IX — тяжелый газойль; X — легкий газойль;XI — бензин; XII — газ; XIII — катализаторный шлам
Для увеличения глубины крекинга установка может работать срециркуляцией промежуточных фракций. Их отводят из колонны к основаниюлифта-реактора. На установке широко используется воздушное охлаждение, чтосокращает объем оборотной воды на заводе.Рынок сбыта
Экспортомнефти данного месторождения, а так же ее переработкой занимается компания SaudiAramco — национальная нефтяная компания Саудовской Аравии. Крупнейшая нефтянаякомпания мира по показателю добычи нефти и размеру нефтяных запасов. Также, пооценке газеты «Financial Times», является крупнейшей компанией в мире постоимости бизнеса ($781 млрд). Штаб-квартира — в Дахране. «Saudi Aramco»контролирует месторождения с запасами нефти примерно 260 млрд баррелей (99 %запасов Саудовской Аравии), что составляет около четверти мировых разведанныхзапасов нефти. Имеет большое влияние в ОПЕК. Компания контролирует добычуприродного газа на территории страны, владеет современными нефте- игазоперерабатывающими заводами. Компания имеет филиалы, совместные предприятияи дочерние компании в Китае, Японии, на Филиппинах, Республике Корея, Сингапуре,Объединенных Арабских Эмиратах, США и Великобритании. Компании принадлежит флотсовременных супертанкеров. У «Saudi Aramco» имеется совместное предприятие сроссийской нефтяной компанией «ЛУКОЙЛ» — «Lukoil Saudi Arabia Energy Ltd.»(LUKSAR). В начале 2007 года это СП обнаружило коммерческие залежи природногогаза на блоке А, расположенном в восточной части нефтегазоносного бассейна Рубаль-Хали (к югу от крупнейшего в мире нефтяного месторождения Аль-Гавар). Междуправительством Саудовской Аравии и «LUKSAR» подписан договор о разработке этогоблока на срок до 40 лет (общий объём инвестиций в проект, как ожидается,составит около $2 млрд.). По данным компании в 2006 году ее добыча составляла8,9 млн баррелей нефти в день, что соответствует 443,1 млн тонн нефти в год.
Заключение
Взаключении следует сравнить месторождение Гавар с Астраханским газоконденсатнымместорождением.
Краткаяхарактеристика Астраханского газоконденсатного месторождения
Астраханскоегазоконденсатное месторождение расположено в юго-западной прибортовой зонеПрикаспийской впадины, в 60 км к северо-востоку г. Астрахани. Открыто в 1976году разведочной скважиной № 5-А. Залежь приурочена к сложному по строениюкарбонатному массиву, представленному известняками башкирского яруса среднего 40км, тип массивно — пластовый. Глубина залегания карбона. Астраханское газоконденсатноеместорождение — крупнейшее в Европе. Его запасы оцениваются в 2,5 трлн м3 газаи 400 млн т конденсата (с высоким содержанием сероводорода). Размеры залежи100х40 км, кровли продуктивного пласта 3827-3990 м. Этаж газоносности до 250 м.Газо-водяной контакт — на глубине минус 4073 м. Добыча ведется с глубины около4000 м. Начальное пластовое давление — 61,2 МПа. Начальная пластоваятемпература — 107 0С. Фильтрационно-емкостные свойства пород —коллекторов (ФЕС) — низкие (пористость — 10 %). Продуктивная толщаместорождения резко неоднородна по площади и разрезу и представляет собойсовокупность макрозон с повышенной продуктивностью (дебит газа 300—600 и болеетыс. м3/сут.) и зон с неактивными запасами (дебит скважин ниже 50 тыс. м3/сут.)Состав пластовой смеси АГКМ Пластовая смесь АГКМ характеризуется каквысокосернистая, со сложным составом. Из соединений серы, кроме H2S, среднеесодержание которого по состоянию на 1.01.99 г. составляет 26,0 %об., в газесодержится аномально большое количество сероокиси углерода (около 1000 мг/м3).Содержание серы меркаптановой составляет около 2000 мг/м3, сероуглерода менее10 мг/м3, углекислоты 12,6 %об., азота — не превышает 0,5 %об. В соответствии с«Комплексным проектом разработки Астраханского месторождения (утвержден28.06.96r) на 1.01.99г принято удельное потенциальное содержание С5+ впластовом газе 259 г/м3 газа сепарации. Пластовая система АГКМ находится воднофазном газообразном состоянии и недонасыщена тяжелыми углеводородами.Давление начала конденсации оценивается в 40,0 — 44,0 МПа. Состояние и основныенаправления освоения Астраханского газоконденсатного месторождения РазработкаАстраханского месторождения начата 31 декабря 1986 году в соответствии с«Проектом опытно — промышленной эксплуатации», составленным ВНИИГАЗом в 1985году на объем годовой добычи газа 12 млрд м3 (протокол ЦКР 45/85 от 10.06.85r).В 1996 году «Комплексный проект разработки Астраханского месторождения»выполнен ВНИИГАЗом с участием ВолгоградНИПИнефти, АНИПИгаза, ВНИПИгаздобычи,НВНИИГГ. Максимально достигнутая добыча по газу сепарации с начала ввода АГКМ вэксплуатацию приходится в 1999 году 8,7 и минимальная добыча на 1990 г. — 2,9 млрдм3. Добыча газа на АГКМ обусловлена работоспособностью перерабатывающихмощностей АГПЗ, из-за невозможности транспортировки агрессивного сырья надругие перерабатывающие заводы по магистральным трубопроводам безпредварительной подготовки. Средний рабочий дебит скважин в 1998 году составил300 тыс. м3/сут. Среднее рабочее устьевое давление и депрессия равнысоответственно 26,4 и 12,7 МПа (по проекту — 24,3 и 14,6 МПа). Пластовоедавление в зоне отбора АГКМ составило 53,5 МПа. Принятый вариант разработкиАГКМ В качестве рекомендованного на период до 2010 года принят вариант сгодовым отбором добычи газа сепарации 12 млрд.м3 (с 2002 года),предусматривающий эксплуатацию месторождения на режиме истощения приминимизации пластовых потерь конденсата путем подключения в эксплуатацию зон свысоким давлением (УППГ — 6 и 3) и максимальное использование методоввоздействия на призабойные зоны скважин с целью повышения их продуктивности.Тактика разработки месторождения основывается на использовании запаса пластовойэнергии до величины давления начала ретроградной конденсации. Равномерное иминимальное снижения пластового давления по площади обеспечивается за счетсоздания условий внутрипластовых перетоков газа из пойменной, охранной,периферийных и малопродуктивных зон. Такая тактика позволяет сохранитьстабильность КГФ, снизить потери конденсата, а также отодвинуть срокистроительства ДКС.
Бурениеэксплуатационных скважин. На Астраханском ГКМ для бурения эксплуатационных скважиниспользуются буровые установки класса БУ-5000 ДГУ-1 Уралмаш БУ ЗД-76 и УралмашБУ 4Э-76 с вышками башенного типа ВБ-53-320 М, оборудованные подъемниками типаУ2-5-5, КП-2-3. Буровая установка включает в себя: а) насосный блок, отнесенныйв целях безопасности на 30 м от устья скважины; б) узел приготовления иутяжеления бурового раствора, состоящий из: 1. Блока приготовления раствора БПР.2. Глиномешалки ГМ-1 3. Гидромешалки типа ГДМ-1 4. 9-ти запасных емкостей дляраствора (У=360 мЗ), снабженных каждая гидроперемешивателями типа 4УПГ. Типоваяконструкция скважины— направление шахтное — 720 мм 0-11 м — направлениеудлиненное — 630 мм 11-50 м — кондуктор — 426 мм 350 м — 1 промежуточнаяколонна — 324 мм 2000 м — 2 промежуточная колонна — 244,5 мм 3850 м —эксплуатационная колонна — 177,8 мм 4050 м Испытание скважины. После окончаниябурения скважины заключительных промыслово-геофизических работ, спускаэксплуатационной колонны и ее цементирования производится опробование винтервале 4050-3950 м. Вскрытие продуктивного пласта в колонне производитсяперфоратором 3ПКО из расчета 12 отверстий на 1 п.м. Исследование скважины наприток производится через сепарационную установку «Порта-Тест» на шести режимахпутем смены стационарных режимов фильтрации на штуцерах от 8 до 22 мм. Освоениескважины. Освоение скважин производится с целью получения промышленных притоковгаза и газоконденсата и является составной частью испытания скважин передсдачей их в эксплуатацию, включает в себя работы по вызову притока пластовыхфлюидов, очистки призабойной зоны от фильтратов промывочной жидкости,искусственному воздействию на призабойную зону и отработке скважины. Все видыпо освоению скважин осуществляются в соответствии с действующими РД и«Временным технологическим регламентом на освоение скважин Астраханского ГКМ»согласно индивидуальным планам на каждую скважину, утверждаемым главныминженером и главным геологом предприятия. Планами предусматривается выполнениеработ по: — подготовке скважины к освоению; — инициированию (возбуждению)притока; — отработке скважины (очистке призабойной зоны); — установкеподземного скважинного оборудования. При получении притока газа нижепроектного: — проведение дополнительной соляно-кислотной обработки призабойнойзоны по отдельному плану. Технология освоения скважины: 1. Освоение скважиныпри Рпл > Ргидр. заменой бурового раствора на техническую воду и метанол позавершении монтажа и опрессовки фонтанной арматуры и отводов. 2. Распакеровкапакера производится путем сброса шара и создания избыточного давления согласноинструкции службы поставщика. 3. Осуществляется отработка скважины отдувкой вземляной амбар со сжиганием пластовой продукции, продолжительность отдувки — дополучения чистого газа. 4. При отсутствии притока (слабом притоке) в зонеперфорации закачивается 10-15м3 солярки(нефти) и 60-100мЗ ингибированнойсоляной кислоты с обеспечением гидроразрыва пласта. Через 2-6 часов позавершении цродавки кислоты в пласт приступают к отдувке скважины. 5. Послеотработки скважины в амбар производится переключение потока на технологическуюлинию (на установку Порта-Тест) для выполнения газодинамических игазоконденсатных исследований. 6. В процессе отработки скважины и проведенияисследований осуществляется подача в затрубное пространство ингибитора коррозии5-10 % раствора Додиген 4482-1 сопс, Sepacorr CE 5479 AM, TYPE 932. 7. Приполучении притока ниже проектного проводится дополнительная обработка скважиныпо отдельному плану.
Добыча,сбор и транспорт продукции скважин на ГПЗ По состоянию на 1.10.99 года, на Астраханскомпромысле 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 эксплуатационныхскважин 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 ступеньподогрева. После подогрева до температуры 60 ÷ 70 °C ГЖС проходитавтоматический дросселирующий клапан — регулятор, на котором давление снижаетсядо 7.9 ÷ 10.3 МПа, и поступает на вторую ступень подогрева. Со второйступени подогрева с температурой 60 ÷ 70 °C ГЖС через замерную диафрагмуподаётся в шлейф (шлейфы длиной до 2-х км имеют диаметр 114 х 8.6 мм, а длинойсвыше 2-х км — 168 х 10.97 мм) и по нему поступает на блок входных манифольдов(БВМ) на площадке установки предварительной подготовки газа (УППГ). БВМпозволяет направить продукцию скважины или в сборный коллектор, или наконтрольный сепаратор для замера её дебита, или через факельный сепаратор нафакел. На площадке УППГ расположена установка приготовления раствора ингибиторакоррозии и технологическая насосная для его подачи в затруб скважин игазоконденсатопроводы. С УППГ продукция скважин по газоконденсатопроводу Dy =400 подаётся на газоперерабатывающий завод. На I очереди промысла с каждогоУППГ проложены две нитки газоконденсатопроводов, а с УППГ II очереди — поодной. Расчётное давление газоконденсатопроводов 12 МПа. Расход скважинрегулируется ЭВМ по системе ТМ/ТУ таким образом, чтобы на входе на ГПЗ давлениеГЖС находилось в пределах 6.8 ÷ 7.0 МПа, а температура в пределах 30 ÷35 °C. Система ТМ/ТУ позволяет осуществлять оперативный контроль и управлениетехнологическим процессом добычи, сбора и транспорта ГЖС, а также отключатьпромысловые объекты при достижении критических параметров. Система автоматикипитается очищенным газом, подаваемым на промысел с ГПЗ под давлением 5.5 МПа.Для снижения вредных выбросов в атмосферу отдувка скважин после КРС,интенсификации и периодического ингибирования НКТ производится в подземныеёмкости. Контроль за содержанием сероводорода в воздухе осуществляетсястационарными датчиками, установленными на площадке скважины, площадке УППГ ипо периметру промысла. Сигналы от них поступают как на центральную ЭВМ так и воператорную УППГ. В работе находятся пять УППГ суммарной производительностью(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 получением товарных продуктов, в состав которого входят:• установки сепарации пластового газа высокого давления (1-4 У-171, 1-2 У-271); • установки сероочистки газа раствором диэтаноламина (1-4 У-172, 1-2 У-272); • установки осушки и отбензинивания очищенного газа (У-174, 274); • установок по производству и хранению серы и доочистки отходящих газов (1-4 У-151, 1-2 У251); • установки очистки и компримирования газов выветривания конденсата (У-141, 241); • установки стабилизации конденсата и обработки пластовой воды (У-120, 220); • комбинированная установка, включающая блок электрообезвоживания и электрообессоливания (ЭЛОУ), блок атмосферной перегонки (АТ) мощностью 3 млн тонн в год, блок вторичной перегонки (ВП) и блок очистки и получения сжиженного газа (250 тыс. тонн); • установка гидроочистки мощностью 2 млн тонн/год; • установка каталитического риформинга мощностью 1 млн тонн в год; • установка сжигания производственных отходов (У-165,265); • факельное склад светлых нефтепродуктов хозяйство; • объекты складской зоны, включающие: склад сжиженных газов (40 буллитов по 200 м3) •(16 резервуаров по 10000 м3) три наливные эстакады светлых нефтепродуктов на 150 стояков; • установка автоматического налива жидкой серы (производительностью 1200 т/час); • установка механизированной погрузки твердой серы — 600 т/час.; • установки грануляции серы; • подземные хранилища нестабильного конденсата и нефтепродуктов; • объекты вспомогательного производственного и обслуживающего назначения; • предзаводская зона; • азотно-кислородная станция, цех наполнения и хранения кислородных баллонов, склады хим. реагентов и масел, склад оборудования, ремонтно-механический цех, центральная заводская лаборатория, инженерно-лабораторный корпус, заводоуправление, пож. депо, база военизированной службы, противофонтанной и газовой безопасности, административно — бытовые корпуса, столовая, объекты энерговодоснабжения с водозабором на р. Бузан, внешние и внутренние железнодорожные и автомобильные дороги с сооружениями на них, причал на реке Бузан, объекты связи и канализации и др.
Для переработки на АГПЗ поступает пластовая смесь, представляющая собой углеводороды предельного ряда Бутлерова (газообразные и жидкие). Кроме того, в этой смеси содержатся неорганические газы, основным представителем, которые являются H2S, CO2 и в меньших концентрациях N2, H2, Ar, He. В пластовую смесь входят также сероорганические соединения СОS, СS2, RSН (жидкие и газообразные), сульфиды, дисульфиды, тиофаны, тиофены, а также углеводороды пиридинового ряда и в небольших количествах кислородсодержащие нафтеновые кислоты 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; — нестабильный конденсат; — пластовую воду; a) Отсепарированный газ на установке сероочистки У-172/272 проходит очистку от кислых компонентов (H2S, CO2), где получают обессеренный и кислый газы. Обессеренный газ направляется на осушку и отбензинивание (У-174/274), откуда выходит как товарный газ потребителю по ГОСТ 5542 — 87. b) Нестабильный конденсат с У-171/271 поступает на стабилизацию на установку стабилизации конденсата У-121/221, откуда уходит как стабильный конденсат на комбинированную установку У-1.731 для получения нефтепродуктов. c) Пластовая вода с установки сепарации направляется на установку нейтрализации 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 производства серы (У-151/251), где получают серу техническую жидкую и комовую по ГОСТ 127 — 93. Далее жидкая сера поступает на установку грануляции серы, на которой получают 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 предварительную очистку установки У-141/241, где получают углеводородный обессеренный газ, который направляется на У-172/272 на дополнительную очистку. f) Из стабильного конденсата на установках У-731, У-732 бензины автомобильные и У-734 получают нефтепродукты и сжиженные газы: дизельные топлива марок Нормаль-80, Регуляр—92, Премиум-95 по ГОСТ 2084 — 77. котельные топлива —Л — 02 — 62, Л — 05 — 62, Л — 05 — 40 по ГОСТ 305-82; смесь 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 топливо — мазут. Фр. НК-350 с блока АТ (У-1.731) направляется на гидроочистку У-1.732 от S-, N2-, O2-содержащих соединений и возвращается на блок ВП У-1.731. На блоке ВП из гидроочищенной фр. НК-350 получают товарное дизельное топливо (класса 2, с присадкой повышаюшей смазывающую способность), промежуточные фракции (НК-62, 62-180). НК-62 на блоке вторичной перегонки проходит аминовую очистку и используется как компонент автомобильного бензина, а фр. 62-180 направляется на установку риформинга У-1.734 для получения высокооктанового компонента автомобильного бензина. На блоке ОПСГ У-1.731 получают сжиженные газы (СПБТ и БТ), которые отправляются в товарный парк сжиженных газов У-500. На установке каталитического 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 «Газпром ДобычаАстрахань» представляет собой комплекс, объединяющий в единую технологическую ифинансовую структуру 24 подразделения. Среди них: Астраханскийгазоперерабатывающий завод (АГПЗ), осуществляющий переработку пластового газа игазового конденсата с получением широкого ассортимента товарной продукции;Газопромысловое управление (ГПУ) обеспечивает разработку Астраханскогогазоконденсатного месторождения, добычу и транспорт газожидкостной смеси наАстраханский газоперерабатывающий завод.В общем состав Астраханского газоконденсата вомногом отличен от нефти и газа месторождения Гавар и во многом уступает ему.Содержание серы в Астраханском газоконденсате во много раз выше, что делаетпредварительную подготовку более затратной и неблагоприятно сказывается накачестве конечной продукции – бензинов, дизельного топлива и мазута, и вызываетбыстрый износ оборудования в следствии коррозии, но в тоже время это даетвозможность производить газовую серу, в больших количествах.
Список литературы
1.Alsharhan, AbdulrahmanS. and Kendall, Christopher G. St. C., Precambrian to Jurassic Rocks ofArabian Gulf and Adjacent Areas: Their Facies, Depositional Setting, andHydrocarbon Habitat, Bulletin of the American Association of PetroleumGeologists, volume 70, #8, 1986
2.Arabian American OilCompany Staff, Ghawar Oil Field, Saudi Arabia, Bulletin of the AmericanAssociation of Petroleum Geologists, Volume 43, #2, 1959
3.Bramkamp, R. A.,Sander, N. J., and Steinecke, M., Stratigraphic Relations of ArabianJurassic Oil, Habitat of Oil, American Association of Petroleum Geologists,1958
4.Levorsen, A.I., Geologyof 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,SEPMCore Workshop #12, Houston, 1988
6.Saudi Arabian OilCompany, Impact of 3-D Seismic on Reservoir Characterization andDevelopment, Ghawar Field, Saudi Arabia, AAPG Studies in Geology #42 andSEG Geophysical Developments Series #5, AAPG/SEG, Tulsa, 1996
7.Saudi Aramco, OilReservoirs, Table of Basic Data, Year-End 1980
8.United States EnergyInformation Administration, The Petroleum Resources of the Middle East,1982
9.«Тайное богатство».«Ведомости», № 238 (1765), 18 декабря 2006 11. «Газиз сердца ОПЕК». «Ведомости», № 25 (1799), 13 февраля 2007