СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 Литературный обзор
1.1 Понятие газовый конденсат, его применение
1.2 Основные физико-химические характеристики
1.3 Технология переработки газового конденсата
1.3.1 Производство автомобильных бензинов
1.3.2 Производство реактивных топлив
1.3.3 Производство дизельных топлив
1.3.4 Использование ШФЛУ для нефтехимического синтеза
1.4 Характеристика и расположение Уренгойского месторождения
2 Исследовательская часть
2.1 Исследования стабильного конденсата Уренгойского месторождения, изучение физико-химических свойств
2.1.1 Относительная плотность
2.1.2 Молекулярная масса
2.1.3 Вязкость
2.1.4 Содержание общей серы
2.1.5 Содержание парафинов
2.1.6 Низкотемпературные характеристики
2.1.7 Давление насыщенных паров
2.1.8 Фракционный состав
2.1.9 Потенциальное содержание узких фракций конденсата и их физико-химические свойства
2.1.10 Углеводородный состав конденсата
2.2 – Характеристика товарных нефтепродуктов конденсата Уренгойского месторождения
2.2.1 – Бензиновые дистилляты
2.2.2 – Керосиновые дистилляты
2.2.3 – Дизельные дистилляты
2.3 – Классификация конденсата Уренгойского месторождения
2.4 — Разработка рекомендаций по переработке исследуемого конденсата
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ВВЕДЕНИЕ
Газовый конденсат является уникальным полезным ископаемым – природным углеводородным сырьём. В настоящее время используется для производства газообразных, жидких и твёрдых продуктов, необходимых для мирного труда и обороны каждого государства в мире.
Продукты переработки газового конденсата применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в сельском хозяйстве, военном деле, гражданском и военном строительстве, энергетике, быту и т. д. К этим продуктам относятся бензины для автомобилей, реактивные и дизельные топлива, разнообразные топлива для других видов двигателей и котельных (энергетических) установок, сжатые и сжиженные газы для коммунально-бытового потребления, моющие средства, пластмассы, каучуки, удобрения, растворители и многие другие материалы и изделия. Широкая фракция легких углеводородов, выделяемая из газоконденсата, используется в нефтехимической промышленности.
Исходя из физико-химических свойств конденсата, можно разработать рекомендации по его рациональной переработке.
1 Литературный обзор
1.1. Понятие газовый конденсат, его применение
Добыча нефти и газа в России играет важную роль в топливно-энергетическом комплексе. Сначала перерабатывали нефть и газ, а газовый конденсат оставался невостребованным, поэтому его отправляли на утилизацию на факельные установки. История открытия и эксплуатация газового конденсата как самостоятельного вида сырья берет свое начало с 1955 года с Карадагского месторождения в Азербайджане. В настоящее время наиболее крупные газоконденсатные месторождения находятся в Западной Сибири: Ямбургское, Уренгойское. Северо-Уренгойское, Ен-Яхтинское, Песцовое, Заполярное, Крузенштерновское и др.
Основные продукты переработки газоконденсата – ШФЛУ и газ деэтанизации. ШФЛУ является очень ценным и важным сырьем в нефтехимии для производства газомоторных топлив, сжиженных газов и бытового газа. Различают сырой и стабильный конденсаты. Сырой конденсат – жидкость, которая образуется из газа на промысле при понижении давления. В первом присутствуют растворенные газы (С1-С4). Получить стабильный ГК можно путем дегазации нестабильного, например методом ректификации.
Физические свойства и химический состав газового конденсата зависит от месторождения. Плотность стабильного конденсата варьируется в интервале от 0,62 до 0,84 г/см3, температура кипения находится в пределах от 30 до 250 ºС, если в его составе много бензиновых компонентов. Конденсаты, содержащие асфальтены, имеют КК 350-500 ºС.
Если провести сравнительную характеристику конденсата с нефтью, то первый состоит из более простых и легких компонентов.
1.2. Основные физико-химические характеристики
Конденсат в зависимости от места отбора пробы одного и того же месторождения имеет разные характеристики. Это зависит от режима эксплуатации установок выделения тяжелых УВ из газа.
По физико-химическим показателям можно определить товарные свойства конденсата. Согласно классификации, конденсаты анализируются по следующим показателям:
- ДНП;
- Содержание серы в ГК и его фракциях;
- Содержание АрУ в бензиновой фракции с КК 200°С;
- Содержание н-парафинов во фракции ДТ;
- Фракционный состав.
Классификации по этим признакам приведены в таблицах 1.1-1.5.
Таблица 1.1 – Классификация конденсата по ДНП
| Род | Давление насыщенных паров, Па (мм рт.ст) |
| Нестабильные (Д1) | Выше 93325 (700) |
| Стабильные (Д2) | Ниже 93325 (700) |
Для предотвращения потерь легких углеводородов все ГК, которые по ДНП относятся к 1 роду, подлежат стабилизации. Полученная при этом ШФЛУ содержит пропан, бутан и частично пентан (i- и n-структуры), являющиеся ценным сырьем нефтехимической промышленности.
Таблица 1.2 – Классификация конденсата по содержанию серы
| Класс | Массовая доля серы, % в: | |||
| ГК | Дистиллятных топливах | |||
| Бензине (конец кипения 200 °С) | Реактивном топливе (135-200 °С) | Дизельном топливе (200-320 °С) | ||
| I | Не выше 0,05 | Не выше 0,03 | Не выше 0,01 | Не выше 0,03 |
| II | 0,051-0,8 | Не выше 0,1 | Не выше 0,1 | Не выше 0,5 |
| III | Выше 0,8 | Выше 0,1 | Выше 0,1 | Выше 0,5 |
1 класс не нужно подвергать очистке от сернистых соединений.
Таблица 1.3 — Классификация конденсата по содержанию АрУ
| Тип | Массовая доля АрУ в бензине (конец кипения 200°С) | |
| Пределы | Сырье процесса | |
| А1 | Выше 20 | Экстракции и каталитического риформинга |
| А2 | 10-20 | Каталитического риформинга при содержании нафтенов выше 38% |
| А3 | Ниже 10 | Пиролиза |
Таблица 1.4 – Классификация конденсата по содержанию н-алканов
| Вид | Массовая доля н-алканов во фр. 200 — 320°С, % | Температура застывания газового конденсата, °С | Депарафинизация |
| Н1 | Выше 25 | Не ниже -15 | Требуется для получения реактивного, дизельного зимнего топлив и жидких н-алканов |
| Н2 | 18-25 | -10 ± 25 | Не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлив, требуется для получения жидких н-алканов |
| Н3 | 14 — 18 | -40 ± 60 | Не требуется для получения реактивного и дизельного зимнего топлив, пригоден для получения жидких н-алканов в смеси с высокопарафинистым сырьем |
| Н4 | Ниже 14 | Ниже -60 | Не требуется для получения реактивного, дизельного зимнего топлива, не пригоден для получения жидких н-алканов |
Таблица 1.5 — Классификация конденсата по фракционному составу (температуре конца кипения)
| Группа | Температура конца перегонки, °С |
| Ф1 | Выше 320 |
| Ф2 | 251 – 320 |
| Ф3 | Ниже 250 |
Сочетание обозначений класса, типа, вида и группы составляет шифр технологической характеристики газовых конденсатов [1].
На основании анализов по показателям и методам газовым конденсатам присваивается классификация. Методы определения приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6 — Методы определения показателей конденсатов
| Показатели | Метод испытания |
| Давление насыщенных паров, Па (мм рт. ст.) | ГОСТ 1756-52 |
| Массовая доля серы в газовом конденсате и дистиллятных топливах, % | ГОСТ 19121-73 |
| Фракционный состав (температура конца кипения) газового конденсата,°С | ГОСТ 2177-66 |
| Массовая доля ароматических углеводородов, % | ГОСТ 6994-74 |
| Массовая доля н-алканов, % | ГОСТ 15095-69 |
| Температура застывания, 0С | ГОСТ 20287-74 |
1.3 Технология переработки газового конденсата
Газовый конденсат используется в производстве бензинов, реактивных и дизельных топлив. В нефтехимической промышленности служит для получения спиртов, растворителей, АрУ, высокооктановых компонентов моторных топлив и др. Варианты разделения конденсата от природного газа/нефти зависит от целевых продуктов и месторождения. На месторождении добытый газ подготавливают к транспортировке: удаляют воду, очищают от сернистых соединений до определенного предела, разделяют метан и этан. Для поддержания давления часть сухих газов, полученных в результате разделения, закачивают обратно в пласты. Газовым конденсатом является выделенная фракция с небольшим содержанием пропана и более высокомолекулярных углеводородов, которая сырьевым потоком направляется на дальнейшую переработку на НПЗ либо на установки нефтехимического синтеза.
Возможные варианты переработки газового конденсата представлены на рисунке 1.1.
Разделение на газ сепарации и нестабильный конденсат может происходить на промысле. 2 продукт транспортируют на завод по товарному трубопроводу, где происходит его стабилизация и получение продуктов первичной переработки – бензин, дизельные топлива, мазут, ШФЛУ, газ стабилизации, сжиженные газы и др.
Сепарация на промысле может осуществляется низкотемпературной сепарацией. Отрицательная температура на этих установках создается дросселированием газа высокого давления. Также могут использоваться холодильные машины, адсорбционные установки, винтовые и турбинные детандеры.
Из нестабильного ГК в результате дальнейшей переработки можно получить такие продукты:
- Пропан;
- Бутан;
- Пропан-бутановая смесь;
- Смесь бутанов;
- Изопентановая фракция;
- Пентан-гексановая фракция;
- Бензин;
- ДТ.
Эти продукты являются сырьем в нефтехимии. Продукты, полученные в результате первичной переработки, могут уже реализовываться на рынке.
1.3.1 Производство автомобильных бензинов
Бензиновые фракции из-за различной химической природы нестабильного ГК отличаются по УВ составу.
На основании физико-химических свойств и химического состава бензиновых фракций, полученных из газоконденсатов разных месторождений, были выявлены некоторые закономерности. Если месторождение расположено в северном регионе, то в бензиновой фракции содержится большое количество нафтенов, а исходное сырье богато углеводородами изо-строения, в результате чего данный продукт является высокооктановым.
С месторождений Кавказа и Средней Азии можно получить бензиновые фракции, в которых содержится большое количество ароматических углеводородов.
Состав полученных бензиновых фракций обуславливает выбор технологии получения на их основе товарных бензинов. В первом случае достаточно провести фракционирование с последующим добавлением высокооктановых компонентов. Во втором случае дополнительно следует применять термический и каталитический крекинг, риформинг и депарафинизацию [2].
Облагораживание бензиновых фракций имеет несколько направлений с целью получения товарных композиционных автомобильных бензинов:
- термическое и каталитическое облагораживание (первое проводится в присутствии CH4)
- введение антидетонаторных присадок и высокооктановых компонентов;
- добавление бензинов риформинга и крекинга.
1.3.2 Производство реактивных топлив
Для производства реактивных топлив используется фракция 120-230°С. При использовании сырья широкого фракционного состава ухудшаются низкотемпературные свойства топлив, вследствие чего нужен процесс депарафинизации. Из фракции 120-230°С можно получить реактивные топлива марок РТ и ТС-1. При расширении и облегчении фракционного состава получают Т-2, при утяжелении – Т-1.
Таблица 1.7 — Требования к топливам и методы испытаний [2]
| Наименование показателя | Значение показателя для марки | Метод испытания | |||
| РТ | ТС-1 | Т-2 | Т-1 | ||
| Плотность при 20°С, кг/м3, не менее | 775,0 | 775,0 | 755,0 | 800,0 | ГОСТ 3900 |
| Фракционный состав: Температура начала перегонки,°С Не ниже Не выше 10% об. отгоняется при температуре, °С, не выше 50% об. отгоняется при температуре, °С, не выше 90% об. отгоняется при температуре, °С, не выше 98% об. отгоняется при температуре, °С, не выше Остаток от разгонки, %, не более Потери от разгонки, %, не более |
135 155 175
225
270
280
1,5
1,5
|
— 150 165
195
230
250
1,5
1,5 |
60 — 145
195
250
280
—
— |
— 150 175
225
270
280
—
— | ГОСТ ISO 3405, ГОСТ 2177 (метод А) |
| Кинематическая вязкость, мм2/с, при температуре: 20°С, не менее Минус 40°С, не более |
1,25 16 |
1,25 8 |
1,05 6 |
1,50 16 | ГОСТ 33 |
| Низшая теплота сгорания, кДж/кг, не менее | 43120 | 42900 | 43100 | 42900 | ГОСТ 21261 |
| Высота некоптящего пламени, мм, не менее | 25 | 25 | 25 | 25 | ГОСТ 4338 |
| Кислотность, мг KOH на 100 см3 топлива: Не более В пределах |
— 0,2-0,7 |
0,7 — |
0,7 — |
0,7 — | ГОСТ 5985 |
| Йодное число, г йода на 100 г топлива, не более | 0,5 | 3,5 | 3,5 | 2,0 | ГОСТ 2070 |
| Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже | 28 | 28 | — | 30 | ГОСТ 6356 |
| Температура начала кристаллизации, °С, не выше | -60 | -60 | -60 | -60 | ГОСТ 5066 (метод Б), ГОСТ 32402 |
| Объемная (массовая) доля АрУ, %, не более | 20 (22)
| 20 (22) | 20 (22) | 18 (20) | ГОСТ 31872 |
| Содержание фактических смол, мг на 100 см3 топлива, не более | 4 | 5 | 5 | 6 | ГОСТ 1567, ГОСТ 8489, ГОСТ 32404 |
| Массовая доля общей серы, %, не более | 0,10 | 0,20 | 0,25 | 0,1 | ГОСТ 32139, ГОСТ 32403, ГОСТ 19121 |
| Массовая доля меркаптановой серы, %, не более | 0,001 | 0,003 | 0,003 | — | ГОСТ 17323 |
| Массовая доля сероводорода | Отсутствие | ГОСТ 17323 | |||
| Испытание на медной пластинке при 100°С в течение 3 ч | Выдерживает | ГОСТ 6321 | |||
| Зольность, %, не более | 0,003 | ГОСТ 1461 | |||
| Содержание мех.примесей и воды | Отсутствие | СТБ 163 | |||
| ДНП, гПа (мм рт.ст.) не более | — | — | 133 (100) | — | ГОСТ 1756 |
1.3.3 Производство дизельных топлив
Для быстроходных двигателей нужны дизельные топлива, полученные из фракций с КК выше 160°С. Например, для получения ДТ зимней марки используется фракция 150 — 280°С, а для летней – 180 — 350°С. При использовании широкого фракционного состава ухудшается качество ДТ, поэтому необходимо применение присадок.
Для улучшения характеристик газоконденсатного дизельного топлива широкого фракционного состава применяют: вязкостные (противоизносные) присадки; присадки, повышающие цетановое число, например, кислородсодержащие соединения, являющиеся отходом нефтехимических производств; антиокислители [3].
1.3.4 Использование ШФЛУ для нефтехимического синтеза
Нефтехимический синтез получил широкое распространение на территории России. ШФЛУ не является товарным продуктом, поэтому ее транспортируют на ГПЗ и газохимические заводы для дальнейшей переработки.
На установках пиролиза ШФЛУ является сырьем для получения следующих продуктов: этилен, пропилен и др. Из этилена в результате полимеризации получают полиэтилен, а из пропилена – полипропилен. Сырьем для получения каучука является бутилен-бутадиеновая фракция. УВ С6 и выше используются в качестве сырья для производства бензола.
Выход продуктов в зависимости от сырья для процесса пиролиза приведен в таблице 1.8.
Таблица 1.8 – Выход продуктов при использовании разного сырья
| Сырье | Расход сырья на 1 тонну этилена, т | Выход продуктов пиролиза, % масс. | |||
| Этилен | Пропилен | Бутилен-бутадиеновая фракция | Бензол | ||
| Этан | 1,25 | 80 | 1 | 2 | 0,4 |
| Пропан | 2,79 | 35,8 | 16,2 | 3,7 | 3,3 |
| Н-бутан | 2,94 | 33,9 | 14,7 | 12 | 3,2 |
На рисунке 1.2 представлены продукты, производимые на предприятии «СИБУР Тобольск».
1.4 Характеристика и расположение Уренгойского месторождения
В данной работе проведен сравнительный анализ физико-химических показателей конденсата Уренгойского месторождения. Является третьим в мире по величине запасов газа (общие запасы около 16 триллионов м3). Запасы газового конденсата составляют 1,2 млрд тонн. Местоположение – ЯНАО, немного южнее северного полярного круга.
Данное месторождение было открыто в 1966, а его эксплуатация – в 1978.
Ачимовские отложения характеризуются низкой продуктивностью, поэтому проектом предусмотрено строительство скважин с горизонтальной проходкой по пласту на протяжении 200–300 метров, после чего часто проводится гидравлический разрыв пласта. На Ен-Яхинском месторождении, входящем в состав Большого Уренгоя, вследствие высокого содержания газового конденсата широко применяется сайклинг-процесс. Это позволяет за счёт обратной закачки осушенного газа в пласт снизить пластовые потери конденсата.
Двойное дросселирование газа позволило снизить потери давления и обеспечить качество продукции в условиях задержки ввода дожимных компрессорных станций. Благодаря раздельно-групповому подключению к газосборной сети удалось продлить период работы низкодебитных скважин. После запуска поршневых компрессорных станций было прекращено сжигание низконапорного попутного нефтяного газа [4].
Эксплуатационный фонд – более 1300 скважин. Добыча осуществляется компанией ООО «Газпром добыча Уренгой».
2 Исследовательская часть
2.1 Исследования стабильного конденсата Уренгойского месторождения, изучение физико-химических свойств
В данной работе изучены и представлены результаты исследования свойств стабильного конденсата, которые включают в себя физико-химическую характеристику с определением свойств, фракционный и групповой химический состав, газохроматографическое изучение компонентного состава, а также разработка рекомендаций по рациональному использованию конденсата. Объектами исследований являлись стабильные конденсаты Уренгойского месторождения с различными интервалами перфорации: 3315-3350, 3335-3370, 3360-3387, 3379-3400, 3986-4026, 4015-4048 м.
Данные физико-химических исследований предоставлены лабораторией ООО»Геохим».
Исследование физико-химических свойств конденсата проводилось по программе ОСТ 153-39.2-048-2003 на основании ГОСТов.
ГОСТ (государственный стандарт) и ОСТ (отраслевой стандарт) устанавливают общие требования к изучению конденсатов, нефти и газов в нефтедобывающей промышленности. Они обеспечивают получение нужной информации об их физико-химических свойствах, на основании которых становится возможным произвести подсчет запасов нефти и газа, спроектировать разработку месторождения, разработать оптимальный способ переработки добытого флюида. В данном ОСТе приведен список рекомендованных физико-химических анализов конденсата, который представлен в таблице 2.1 [5].
Таблица 2.1 — Рекомендованные физико-химические исследования стабильного конденсата
| Параметр | Метод определения |
| Плотность при 20 °С | а) ГОСТ 3900-85 |
| б) Цифровой плотномер | |
| Молекулярная масса | Криоскопический (с бензолом) |
| Вязкость при 20 °С | ГОСТ 33-2000 |
| Температура застывания | ГОСТ 20287-91 |
| Температура плавления парафина | ГОСТ 11851-85 |
| Содержание: | |
| — парафина | ГОСТ 11851-85 |
| — серы | а) ГОСТ 1437-75 |
| б) ГОСТ Р 50442-92 | |
| — смол силикагелевых | а) по Бударову |
| — асфальтенов | б) адсорбционный ВНИИНП |
| в) СТО РМНТК 153-39.2-001-2003 | |
| — воды | ГОСТ 2477-65 |
| — механических примесей | ГОСТ 6370-83 |
| — хлористых солей | ГОСТ 21534-76 |
| Фракционный состав | ГОСТ 2177-99 |
| Кислотное число | ГОСТ 5985-79 |
| Фракционный состав в аппарате АРН-2 | ГОСТ 11011-85 |
| Температура вспышки в закрытом тигле | ГОСТ 6356-75 |
| Давление насыщенных паров | ГОСТ 1756-2000 |
2.1.1 Относительная плотность
Плотностью называется масса вещества, заключенная в единице объема. Единицей измерения — кг/м3 (система СИ). Плотность является одной из важнейших характеристик конденсата, так как определяет его качество. Зная плотность, можно понять, какие компоненты преобладают в смеси. Чем меньше плотность, тем легче конденсат, значит в нем содержится больше легких фракций, поэтому требуется меньше усилий для его переработки. В исследовательской деятельности определяется относительная плотность, которая определяется как отношение плотности (массы) конденсата при 20ºС к плотности (массе такого же объема) дистиллированной воды (эталона) при 4ºС.
Нормативный документ для определения плотности — ГОСТ 3900-85. Метод – пикнометрический. Сущность метода заключается в определении отношения массы испытуемого нефтепродукта к массе воды, взятой в том же объеме при той же температуре [6].
Результаты по определению плотности приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Результаты определения плотности
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Плотность при 20оС, кг/м3 | 762,9 | 761,1 | 760,7 | 756,7 | 749,4 | 754,5 |
На основании данных таблицы 2.2 построен график изменения плотности в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что плотность стабильного конденсата Уренгойского месторождения колеблется в интервале 749,4-762,9 кг/м3. На основании данных можно сделать вывод, что с увеличением глубины отбора газоконденсата значение плотности меняется незначительно в пределах одного пласта.