Анализ физико-химических свойств газоконденсата с целью разработки рекомендаций по его переработке. Часть 3.

Страницы:   1   2   3

---

Таблица 2.20 — Фракционный состав и физико-химическая характеристика узких фракций конденсата Уренгойского месторождения, интервал перфорации 3986-4026 м

 

Таблица 2.21 — Фракционный состав и физико-химическая характеристика узких фракций конденсата Уренгойского месторождения, интервал перфорации 4015-4048 м

 

На основании данных таблиц 2.16-2.21 построены кривые ИТК и кривые зависимости физико-химических свойств узких фракций конденсата Уренгойского месторождения (рисунки 2.9-2.15).

 

 

 

 

 

 

 

На рисунках 2.9-2.15 можно увидеть, что показатели, характеризующие узкие фракции конденсата, с увеличением интервала перфорации в пределах одного продуктивного пласта отличаются друг от друга незначительно.

 

2.1.10 Углеводородный состав конденсата

 

Зная углеводородный состав, можно получить информацию про углеводороды, содержащиеся в данном образце, а также сделать вывод, какие из них присутствуют в наибольшем и наименьшем количестве. Чем больше молекулярная масса, тем меньше содержание данного углеводорода. Определение углеводородного состава проводится методом газожидкостной хроматографии. Метод основан на различных температурах выкипания углеводородов, присутствующих в данном конденсате. Анализ проводят на хроматографе с пламенно-ионизационным детектором. Количественный состав конденсата определяют, исходя из того, что содержание компонентов в смеси пропорционально параметрам их пиков (площади и высоте). Результаты приведены в таблице 2.22.

Таблица 2.22 – Углеводородный состав конденсата Уренгойского месторождения

 

Таблица 2.23 – Углеводородный состав фракций

 

 

Содержание ароматических углеводородов изменяется от 8,74% (во фракции 60-95°С) до 23,08 % (во фракции 250-300 °С).

Содержание нафтеновых углеводородов изменяется в пределах от 16,15 % (во фракции 250-300°С) до 46,34% (во фракции 95-122 °С).

Содержание парафиновых углеводородов изменяется в пределах от 39,74 % (во фракции 95-122 °С) до 60,76% (во фракции 250-300°С).

 

2.2 – Характеристика товарных нефтепродуктов конденсата Уренгойского месторождения

 

2.2.1 – Бензиновые дистилляты

 

Средний выход фракций НК-120⁰С, НК-140⁰С, НК-180⁰С в зависимости от интервала перфорации представлен в таблице 2.24.

Таблица 2.24 – Средний выход бензиновых фракций

 

Характеристика бензиновых фракций НК-120⁰С, НК- 140⁰С, НК-180⁰С представлена в таблице 2.25.

Таблица 2.25 – Бензиновые фракции и их физико-химические свойства

 

2.2.2 – Керосиновые дистилляты

 

Средний выход фракций 140 — 240⁰С, 180 — 240⁰С в зависимости от интервала перфорации представлен в таблице 2.26.

Таблица 2.26 – Средний выход керосиновых фракций

 

Характеристика бензиновых фракций 140-240⁰С, 180-240⁰С представлена в таблице 2.27.

Таблица 2.27 – Керосиновые фракции и их физико-химические свойства

 

2.2.3 – Дизельные дистилляты

 

Средний выход фракции 240 — 350⁰С в зависимости от интервала перфорации представлен в таблице 2.28.

Таблица 2.28 – Средний выход дизельных фракций

 

Характеристика фракции 240-350⁰С представлена в таблице 2.29.

Таблица 2.29 — Дизельная фракция и ее физико-химические свойства

2.3 – Классификация конденсата Уренгойского месторождения

 

В основу классификации конденсата входят следующие показатели:

— ДНП;

— Содержание серы;

— Содержание ароматических УВ;

— Содержание алканов н-строения;

— Фракционный состав.

На основании полученных данных стабильный конденсат Уренгойского месторождения имеет следующий шифр:

Д₂IA₁H₃Ф₁

где Д₂ — давление насыщенных паров менее 93,5 кПа (34,2-37,1), конденсат состоит из углеводородов С_5+Выше;

I – малосернистый или бессернистый конденсат, содержание серы не выше 0,05% масс. (0,02-0,03);

A₁ — содержание АрУ в бензиновой фракции составляет более 20%;

H₃ – содержание парафинов н-строения во фракции 200-320 ^оС составляет менее 18%;

Ф₁ – конденсат имеет КК в пределах 250-320 ^оС.

 

2.4 — Разработка рекомендаций по переработке исследуемого конденсата

 

Газовый конденсат Уренгойского месторождения имеет легкий фракционный состав, бензиновые фракции НК-120^оС, НК-140^оС, НК-180^оС содержатся в большом количестве (36,99%, 51,17%, 67,30% соответственно). Сера содержится в очень малых количествах (0,02-0,03% масс.). Широкая фракция легких углеводородов конденсата Уренгойского месторождения является хорошим сырьем для нефтехимии, дистилляты керосиновой и дизельной фракций служат сырьем для производства моторных топлив. Прямогонные бензиновые фракции можно использовать в качестве сырья для экстракции и каталитического риформинга, а также для получения высокооктанового бензина, так как в конденсате содержится много ароматических углеводородов.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Целью выпускной квалификационной работы являлся анализ физико-химических свойств конденсата Уренгойского месторождения, выявление закономерностей их изменения с изменением глубины отбора конденсата в пределах одного продуктивного пласта. В литературном обзоре рассмотрены теоретические основы про газоконденсат, его добычу и роль в современной нефтепереработке. На основании физико-химических показателей приведена классификация, на основании которой можно предложить рациональную переработку конденсата.

В исследовательской части представлен анализ основных физико-химических показателей газоконденсата Уренгойского месторождения. Можно сделать вывод, что с увеличением интервала перфорации плотность колеблется в интервале 749,4-762,9 кг/м³

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1. ОСТ 51.58-79. Конденсаты газовые. Технологическая классификация [Текст]. – Москва: Министерство газовой промышленности, 1980. – 9 с.
2. ГОСТ 10227-86. Топлива для реактивных двигателей. Технические условия [Текст]. – Москва: Стандартинформ, 1987. – 8 с.
3. Лапидус, А.Л. Газохимия [Текст]: учебное пособие/ А.Л. Лапидус, И.А. Голубева, Ф.Г. Жагфаров. – Москва: ЦентрЛит-НефтеГаз, 2008. — 450 с.
4. Скрылев, С. А. Тюменские проекты Большого Уренгоя// Энергетическая стратегия : журнал. — 2012. — № 2 (20). — с. 13.
5. ОСТ 153-39.2-018-2003. Нефть. Типовое исследование пластовых фюидов и сепарированных нефтей [Текст]. – Москва: Стандарт отрасли, 2004. – 89 с.
6. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности [Текст]. — Москва: Государственный комитет СССР по стандартам, 1986. – 38 с.
7. ГОСТ 19121-73. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе [Текст]. — Москва: Издательство стандартов, 1974. – 8 с.
8. ГОСТ 11851-85. Нефть. Метод определения парафина [Текст]. — Москва: Государственный комитет СССР по стандартам, 1986. – 12 с.
9. ГОСТ 5066-91. Топлива моторные. Методы определения температуры помутнения, начала кристаллизации и кристаллизации [Текст]. — Москва: Издательство стандартов, 1993. – 8 с.
10. ГОСТ 1756-2000. Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров [Текст]. — Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 2001. – 19 с.
11. ГОСТ 2177-99. Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава [Текст]. – Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1999. – 25 с.

---

Страницы:   1   2   3