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 Uthaniyah

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.