Автор работы: Пользователь скрыл имя, 27 Марта 2012 в 21:52, доклад
ENI» («Ente Nazionale Idrocarburi») – государственный концерн, созданный в 1953 г. для развития топливно-энергетического комплекса Италии и обеспечения страны энергоносителями. В настоящее время «ENI» сохраняет доминирующие позиции на итальянском нефтегазовом рынке и является одной из крупнейших мировых энергетических интегрированных компаний.
По данным рейтингового агентства «PFC Energy» за 2007 г. концерн «ENI» занял 11 место в рейтинге крупнейших нефтегазовых компаний мира по объемам рыночной капитализации (в 2006 г. – 8 место). По состоянию на 01.01.2008 г. рыночная капитализация компании составила $146,3 млрд.
Планируется, что к 2010 г. генерирующие мощности «ENI» будут увеличены до 5,5 ГВт, а производство электроэнергии возрастет до 31 млрд. кВт. Нефтегазовое месторождение Кашаган (Казахстан). В ноябре 1997 г. между Казахстаном и международным консорциумом «Agip KCO» было подписано Соглашение о разделе продукции (СРП) предусматривающее комплексное освоение, разработку и эксплуатацию в рамках группы шельфовых нефтегазоконденсатных месторождений Казахстанского сектора Каспийского моря, включая:
Кашаган Месторождение расположено на известковой платформе площадью 1 200 кв. километров. Средняя глубина залегания продуктивных пластов – 4 300 метров. Максимальная мощность нефтеносного пласта – 600 метров. Месторождение характеризуется высоким пластовым давлением до 850 атмосфер.
Нефть высококачественная с плотностью 0,797 г/см куб. (46° API), но с высоким газовым фактором, содержанием сероводорода и меркаптанов.
1. Юго-Западный Кашаган Первая скважина пробурена до 5 875 м, углеводороды найдены на глубине 4 849 метров.
2. Актоты Пробурена скважина глубиной 4 267 м, углеводороды залегают на глубине 3 760 метров.
3. Каламкас-море Пробурена скважина глубиной 2 360 м, залежи углеводородов обнаружены на 1 600 метров.
Участниками международного консорциума «Agip KCO» являются:
1. «ENI-Agip» (оператор) – 18,52%;
2. «TotalFinaElf» – 18,52%;
3. «ExxonMobil» – 18,52%;
4. «Shell» – 18,52%;
5. «Inpex» – 18,52%;
Проекты, реализуемые «ENI» в странах СНГ:
1. «Phillips Petroleum» – 8,33%;
2. ЗАО «НК «КазМунайГаз» – 8,33%.
Согласно официальным данным оператора проекта, извлекаемые запасы Кашагана составляют 7–9 млрд. барр. нефти (0,96–1,23 млрд. т), предполагаемые ресурсы – до 36 млрд. барр. н.э. (4,92 млрд. т). По информации казахстанских геологов, извлекаемые запасы могут достигать 21,6–23,4 млрд. барр. (2,95-3,21 млрд. т).
Программа освоения Кашагана предусматривала обязательное выполнение следующих 5-ти основных условий:
1. Первая нефть Кашагана должна быть получена в 2005 году.
2. Оператор обязан обеспечить утилизацию попутного газа, обеспечить его транспортировку и продажу.
3. К подрядным работам на Кашагане должны максимально широко привлекаться казахстанские организации, в том числе строительные и инженерные. Оборудование также должно заказываться на казахстанских предприятиях.
4. Национальная нефтегазовая компания Казахстана в обязательном порядке должна стать сооператором проекта.
5. Соблюдение экологических требований сохранения Каспийского региона. Фактически из-за задержек и отставания от графиков обустройства месторождений, начало коммерческой добычи нефти в рамках проекта Кашаган на шельфе Каспия неоднократно переносились.
В середине 2007 г. консорциум «Agip KCO» объявил об очередном переносе сроков начала промышленной эксплуатации Кашагана с 2008 г. на 2010 г. И увеличении затрат на реализацию проекта с $57 млрд. до $136 млрд. В ответ казахстанская сторона выдвинула требование увеличить долю ЗАО «НК «КазМунайГаз» в проекте и выплатить Казахстану денежную компенсацию за срыв сроков начала добычи нефти. В январе 2008 г., после длительных переговоров между Правительством Казахстана и участниками международного консорциума, был подписан меморандум о взаимопонимании, в соответствии с которым, доля ЗАО «НК «КазМунайГаз» в проекте будет увеличена до 16,8%, за счет пропорционального снижения долей других участников консорциума. При этом, за увеличение своей доли Казахстан заплатит около $1,8 млрд. плюс проценты.
Средства будут выплачены консорциуму после того, как добыча сырья на Кашагане достигнет уровня 370 тыс. барр. в сутки (около 18,5 млн. т в год), на который запланировано выйти в 2010–2011 годах. В свою очередь консорциум выплатит Казахстану компенсацию за срыв сроков начала промышленной эксплуатации которая, согласно оценкам, может достичь $5 млрд. Газоконденсатное месторождение Карачаганак (Казахстан) СРП между Республикой Казахстан и международным консорциумом «Karachaganak Integrated Organization» («KIO») было подписано в ноябре 1997 года сроком на 40 лет.
Участниками «KIO» являются:
1. «British Gas» – 32,5%;
2. «Agip KCO» – 32,5%;
3. «ChevronTexaco» – 20,0%;
4. ОАО «ЛУКОЙЛ» – 15%.
Месторождение Карачаганак расположено в Западно-Казахстанская обл., в 30 км восточнее г. Аксай. Площадь – 280 кв. километров. Запасы – более 1,2 млрд. т нефти и газового конденсата, около 1,4 трлн. куб. м газа.
Единый оператор проекта – компании «British Gas» и «Agip KCO». Текущая годовая добыча на месторождении составляет около 14 млрд. куб. м газа и около 10 млн. т газового конденсата.
Состав нефти.
1. Состав нефти и химические свойства.
Нефть – это горная порода. Она относится к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода – это твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти – способность гореть.
В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений. Главную часть нефтей составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. По углеводородному составу все нефти подразделяются на: 1) метаново-нафтеновые, 2) нафтеново-метановые, 3) ароматическо-нафтеновые, 4) нафтеново-ароматические, 5) ароматическо-метановые, 6) метаново-ароматические и 7) метаново-ароматическо-
Метановые УВ (алкановые или алканы) химически наиболее устойчивы, они относятся к предельным УВ и имеют формулу CnH2n+2. Если количество атомов углерода в молекуле колеблется от 1 до 4 (СН4-С4Н10), то УВ представляет собой газ, от 5 до 16 (C5H16-C16H34) то это жидкие УВ, а если оно выше 16 (С17Н36 и т.д.) – твердые (например, парафин).
Нафтеновые (циклановые или алициклические) УВ (CnH2n) имеют кольчатое строение, поэтому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи углерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами.
Ароматические УВ, или арены (СnНn), наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они так и называются – ненасыщенными, или непредельными УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении.
Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу гетеросоединений (греч. “гетерос” – другой). В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых соединений – меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В нефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным радикалам присоединена группа SH.
Метилмеркаптан.
Меркаптаны разъедают трубы и другое металлическое оборудование буровых установок и промысловых объектов.
В нефтях так же выделяют неуглеводородные соединения: асфальто-смолистую части, порфирины, серу и зольную часть.
Асфальто-смолистая часть нефтей – это темноокрашенное вещество. Оно частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть называется асфальтеном, нерастворившаяся – смолой. В составе смол содержится кислород до 93 % от общего его количества в нефтях.
Порфирины – особые азотистые соединения органического происхождения. Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных. При температуре 200-250оС порфирины разрушаются.
Сера широко распространена в нефтях и в углеводородном газе и содержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее колеблется от 0,1% до 5%, но бывает и значительно больше. Так, например, в газе Астраханского месторождения содержание Н2S достигает 24 %.
Зольная часть – остаток, получающийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.
Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%) – CnH2n-1(COOH), фенолов (не более 1%) – C6H5OH, а также жирных кислот и их производных – C6H5O6(P). Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов – 16%.
Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениями элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы в метановых углеводородах, частично растворимы в нафтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы содержатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.
2. Физические свойства.
Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.
Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Легкие нефти кипят при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.
Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C11-C13, газойлевая – C14-C17.
Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.
Методы и способы переработки нефти.
1. Подготовка нефти к переработке.
Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.
С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.
Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.
Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью чем водой.