Реферат: Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Аль-Гавар
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 (сантипуаз) 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 (сантипуаз)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 (сантипуаз)0.89
Содержание Серы (% вес.) 2.15 %
Обводненность (% вес.)11 %
В общем сырье представляет собой легкую нефть с средней плотностью 0,85 г/см³, среднесернистая, с содержанием серы 1,66%, с высоким выходом светлых нефтепродуктов около 45% мас., индекс вязкости базовых масел более 85, парафинистая.
Получаемая продукция
Из данной нефти получают широкий спектр нефтепродуктов. 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 обеспечение их четкого выделения. При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по температурным границам кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам, связанным с областью их применения и использования. Углеводородный газ состоит преимущественно из пропана и бутанов, которые в растворенном виде содержатся в поступающих на переработку нефтях. В зависимости от технологии первичной перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина. Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требуя дополнительного передела. Бензиновая фракция с пределами выкипания 28—180°С преимущественно подвергается вторичной перегонке (четкой ректификации) для получения узких фракций (28—62, 62—85, 85—105, 105—140, 85—140, 85—180 °С), служащих сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга с целью производства индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов; применяется в качестве сырья пиролиза при получении этилена, реже — как компонент товарных бензинов. Керосиновая фракция с температурами выкипания 120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, при необходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или 150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель для лакокрасочной промышленности. Дизельная фракция, выкипающая при температурах 140—320 (340) °С, используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция 180—360 (380) °С — в качестве летнего. При получении из сернистых и высокосернистых нефтей требуется предварительное обессеривание фракций. Фракции 200—320 °С и 200—340 °С из высокопарафинистых нефтей используют как сырье для получения жидких парафинов депарафинизацией. Мазут — остаток атмосферной перегонки нефти — применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга. Широкая масляная фракция с температурами выкипания 350—500 и 350—540 (580) °С — вакуумный газойль — используется в качестве сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга. Узкие масляные фракции с пределами выкипания 320 (350) — 400, 350—420, 400—450, 420—490, 450—500 °С используют как сырье для установок производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов. Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергают деасфальтизации, коксованию с целью углубления переработки нефти, используют в производстве битума, остаточных базовыхмасел.
Основные технологические процессы
Нефть из скважины перед поступлением ее на переработку предварительно подвергается трехступенчатой сепарации, для отделения ее от попутных газов, обезвоживанию с разрушением эмульсий и отстою от механических примесей. Обезвоженная и обессоленная нефть далее поступает на первичную переработку.
Подготовка нефти на промысле
Сырая нефть I из пласта проходит дроссельный вентиль 1 и поступает в сепаратор первой ступени 2, давление в сепараторе поддерживается на уровне 0,6—0,7 МПа, которое достаточно для бескомпрессорной подачи газа II на ГПЗ. Далее из сепаратора первой ступени 2 через дроссельный вентиль 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 пластовая 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 газоперерабатывающий 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— компрессор; 7 — газоперерабаты-вающий завод; 8— нефтестабилизационная установка; 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 в теплообменнике 1 потоком уходящей с установки стабильной нефти II, затем в печи 2 и поступает в ректификационную колонну 3 (стабилизатор). Легкие углеводороды, выходящие с верха колонны, конденсируются в холодильнике 4 и собираются в емкости 6, откуда они передаются-потребителям как ШФЛУ (VII). Часть ШФЛУ поступает в верхнюю часть колонны как орошение для снижения потерь легких углеводородов. Стабильная нефть П из куба колонны 3 проходит теплообменник 1, где отдает тепло поступающей на установку сырой нефти I, и направляется 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 — ШФЛУ
Подготовка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
Глубокое обессоливание нефти обеспечивает снижение коррозии и уменьшение отложений в аппаратуре, увеличение межремонтных пробегов установок, улучшение качества сырья для каталитических процессов, а также товарных продуктов — топлив, битума и электродного кокса.
В блоке электрообессоливания можно выделить четыре зоны обессоливания. В первой зоне нефть смешивается со свежейпромывной водой и деэмульгатором. Интенсивность смешения должна быть такой, чтобы промывная вода диспергировалась до такого же распределения капель, как и пластовая, иначе промывная вода будет осаждаться в первую очередь, и эффект разбавления пластовой воды не будет достигнут. В качестве промывной воды используется речная вода или технологические конденсаты; содержание солей в промывной воде не должно быть более мг/л. Во второй зоне происходит отстой наиболее крупных капель вновь образовавшейся эмульсии, а в третьей зоне под действием электрического поля интенсифицируются столкновение и слияние мелких капель. Укрупненные капли опускаются в третью зону. В четвертой зоне происходит дополнительный отстой капель, выведенных из второй зоны поднимающимся потоком нефти.
В поток нефти I насосом-дозатором 1 подается деэмульгатор. Насосом 2 нефть прокачивается через теплообменники 3, где подогревается дистиллятами с установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти до температуры 80—120 0 С. После теплообменников в нефть добавляется раствор щелочи V, чтобы довести рН воды до 7,0—7,5. Подача раствора щелочи необходима для подавления сероводородной коррозии и нейтрализации неорганических кислот, попадающих в нефть при обработке скважин кислотными растворами. Расход щелочи для повышения рН воды на единицу составляет 10 г/т.
В инжекторном смесителе 4 нефть перемешивается с раствором щелочи и циркулирующей водой VII, и смесь подается в нижнюю часть электродегидратора 5 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть VI выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична распределителю. Благодаря такому расположению устройств ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы или отстойник 7 (из отстойника вода возвращается в процесс). Часть воды из отстойника сбрасывается в заводскую канализацию, что необходимо для снижения концентрации солей. Убыль воды восполняется подачей воды со второй ступени.
Из электродегидратора 5 сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор второй ступени 10. Перед этим электродегидратором нефть смешивается со свежей водой IV в диафрагмовом смесителе 9. Вода для промывки предварительно подогревается до температуры 65—70 0 С. Обессоленная и обезвоженная нефть III из верхней части электродегидратора II второй ступени отводится с установки.
