Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла

Реферат

«Крупнейшие месторождение нефти. Месторождение Аль-Гавар »

2010 г.

Введение

Нефтяное месторождение — совокупность залежей нефти на определенной территории. Обычно занимает несколько сотен километров, для добычи используются нефтяные скважины, которые строятся в процессе бурения.

Классификация нефтяных месторождений по запасам нефти

Нефтяные месторождении 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

Общие сведения о месторождении

Аль-Гавар (Гхавар, Гоар) — крупнейшее по запасам нефти нефтегазовое месторождение-гигант в Саудовской Аравии, одно из месторождений бассейна 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. м³. Расположено примерно в 100 км к юго востоку от г. Дахран в провинции Эш-Шаркийя. Размерами 280 км на 30 км, является крупнейшим разрабатываемым месторождением нефти в мире. Месторождение в полной собственности государства и управляется госкомпанией Saudi Aramco. О месторождении известно очень мало, детальные и общие текущие показатели производства скрываются компанией и правительством. Сведения в основном исторические, по случайным техническим публикациям и слухам.

История

Месторождение нефти Ghawar - безусловно наибольшее месторождение нефти в мире и составляет больше чем половину совокупной добычи нефти Саудовской Аравии. Оно разделено на шесть 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 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 полностью развиты. Производство было ограничено после 1981 по причинам рынка, но Ghawar оставался самым важным месторождением нефти в мире. Лишь в середине восьмидесятых годов количества нефти добываемые на месторождении Самотлор в России превышали добычу на месторождении Гавар, но это было связано с тем, что производство там было ограничено. Развитие южного Hawiyah и областей Haradh в течение 1994 - 1996 позволило добывать свыше пяти миллионов баррелей в день.Такая замечательная история производства обуславливается огромной площадью нефтяного бассейна в Области Ghawar. Alsharhan и Kendall обеспечивают 693 000 акров производительной области Ghawar. Это месторождение представляет единственный в мире столь длительно фонтанирующий бассейн нефти. Совокупное производство 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 оценивается 14,33 млрд. тонн, газа 1,01 млрд. м³. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 1,66%. В Саудовской Аравии нефтяной горизонт Гавара называют свита Араб.

Геология

Схема профиля месторождения

Гавар расположился в антиклинали на основном разломе пласта относящегося к карбону, около 320 млн. лет назад. Породы бассейна: юрские арабские D-известняки с исключительной пористостью (доходящей до 35%), шельфовые отложения глин и известняков с пятипроцентным содержанием органики (1 — 2% считается хорошими нефтематеринскими породами), и подложка из коры выветривания содержащей непроницаемые ангидриты. Во время тектонических движений мелового периода северо-восточная граница Африки, надвигаясь на юго-западную Азию, развила структуру.

Перспективы запасов

Компания Saudi Aramco заявила, что доказанные запасы нефти месторождения составляют более 9,6 млрд т. Некоторые исследователи, в том числе Мэтью Симмонс в своей публикации Twilight in the Desert, предположили достижение пика добычи в самое ближайшее время. Однако работа Симмонса подверглась 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 день (6,25% мировой добычи). Кроме того, на Гаваре добывается приблизительно 56,6 млн. м³ 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 баррелей

Производство сырой нефти (ежегодные) 3.25 миллиардов баррелей

Газовые запасы и производства 248.5 триллионов кубических футов

Газовая промышленность (составляет в среднем в день) 8.22 миллиарда кубических 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 (сантипуаз)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 (сантипуаз) 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 (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 базовых масел.

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 свежей промывной 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 ⁰С. 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.

Характеристики

Тип файла документ

Документы такого типа открываются такими программами, как Microsoft Office Word на компьютерах Windows, Apple Pages на компьютерах Mac, Open Office - бесплатная альтернатива на различных платформах, в том числе Linux. Наиболее простым и современным решением будут Google документы, так как открываются онлайн без скачивания прямо в браузере на любой платформе. Существуют российские качественные аналоги, например от Яндекса.

Будьте внимательны на мобильных устройствах, так как там используются упрощённый функционал даже в официальном приложении от Microsoft, поэтому для просмотра скачивайте PDF-версию. А если нужно редактировать файл, то используйте оригинальный файл.

Файлы такого типа обычно разбиты на страницы, а текст может быть форматированным (жирный, курсив, выбор шрифта, таблицы и т.п.), а также в него можно добавлять изображения. Формат идеально подходит для рефератов, докладов и РПЗ курсовых проектов, которые необходимо распечатать. Кстати перед печатью также сохраняйте файл в PDF, так как принтер может начудить со шрифтами.

Список файлов реферата