Варианты переработки нефти месторождения Карачаганак

Месторождение Карачаганак нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана, расположено в Западно-Казахстанской области, вблизи города Аксай. Открыто в 1979 году. Начальные запасы месторождения составляют свыше 1 млрд тонн нефти и газового конденсата, содержит кроме основных газоконденсатных горизонтов и нефтяные залежи. Следовательно, при разработке месторождения, обеспечивающего высокий отбор наиболее ценных частей углеводородного сырья - нефти и стабильного конденсата, а также при организации промыслового сбора, подготовки и транспорта, в том числе и трубопроводного, которой в данный момент получил особую актуальность для этого региона необходимо особенно тщательно изучать особенности состава и свойств нефтей и конденсатов[1].

Уникальность месторождения диктует определенные условия, в ходе разработки этого месторождения особенно важное значение приобретает систематический контроль не только за изменениями физических параметров залежей (условии равновесия фаз), но и за изменениями состава и свойств продукции скважин (особенно нефтяных). Это необходимо для прогнозирования состава товарной нефти и стабильного конденсата для целей переработки, а также возможного регулирования параметров для повышения конденсатоотдачи при Сайклинг-процессе.

Для нефтей из каменноугольных горизонтов месторождения Карачаганак характерно повышение содержания асфальто-смолистых веществ, вязкости и плотности по мере глубины залегания. При этом происходит увеличение коксуемости. Наиболее тяжелой из исследованных проб является нефть скважины 29, отобранная из интервала перфорации 5164-5174 м (плотность при 20°С 865 кг/м3) с температурой застывания 2°С.

Она содержит 0,93% асфальтенов, 9,02% силикагелевых смол и 7,44% парафина (с температурой плавления 56°С). В интервале температур O-IO0C из-за выпадения в объеме нефти кристалликов парафина она проявляет аномалию вязкости, приобретает статическое и динамическое напряжение сдвига. Девонская нефть месторождения Карачаганак (скважина 15, интервал перфорации 5647-5754м) является исключением. Она светло- желтого цвета и напоминает белые нефти месторождений Оймаша, Ракушечное. Содержит всего 1,1% силикагелевых смол, асфальтены отсутствуют. Нефть маловязкая и низкозастывающая она имеет высокий выход светлых фракций (до 350°-61,3% масс) [1].

Стандартные бензиновые фракции Карачаганакской нефти, скважины 15 выкипающие до 200°С, характеризуются низким содержанием серы от 0,003 до 0,024%.

Тогда как фракции нефтей того же месторождения скважины 14 отличаются повышенным содержанием серы и высокой кислотностью. Поэтому легкие фракции этих нефтей (н.к.-120°, н.к.-150°) могут служить прямогонными компонентами авиа- и автобензинов после очистки от сернистых соединений и гидрокаталитической переработки на специально разработанном катализаторе можно получить высокооктановый бензин с достаточно высоким выходом (70-80%) без каталитического риформинга.

Фракции н.к.-180° и н.к.-200° после щелочной очистки можно использовать в качестве растворителя для лакокрасочной промышленности по ГОСТ 3134-52. Керосиновые фракции нефтей месторождения Карачаганак кроме девонской нефти (скважины 15) имеют повышенную кислотность и высокое содержание серы. Все они по основным физико- химическим характеристикам отвечают требованиям ГОСТ 10227-62 на реактивное топливо TC-I или PT (фракции 120°-230°С, 120°-240°С) или требованиям ГОСТ 305-82 в качестве прямогонных компонентов зимних дизельных топлив марки «3», в случае необходимости осветительным керосином КО-20 по ГОСТ 4753- 68.

Фракции (150°-280°, 150°-320°С) - легкие керосиновые дистилляты девонской нефти Карачаганакского месторождения из-за малой вязкости и низкой плотности не отвечают требованиям ГОСТ на реактивные топлива. Керосиновые фракции из нефтей других скважин содержат повышенное количество общей серы, не соответствующее требованиям ГОСТа. По остальным физико-химическим характеристикам они отвечают требованиям ГОСТа 10227-86 на реактивное топливо TC-I или PT или требованиям ГОСТа 305-82 в качестве прямогонных компонентов зимних дизельных топлив марки 3, при необходимости - требованиям ГОСТа 4753-68 на осветительный керосин 30.20. Дизельные дистилляты Карачаганакской нефти скважины 14 сернистые и низкозастывающие фракция 180°-350°С по основным характеристикам отвечает требованиям ГОСТ 305-82 на зимнее дизельное топливо после соответствующей очистки. Из числа аналогичных дистиллятов Карачаганакской нефти (скважины 20) фракция 200° - 320°С отвечает требованиям на зимние топливо, а другие могут быть использованы согласно ГОСТ 305-82 в качестве летнего дизельного топлива.

Дизельные дистилляты, отобранные из Карачаганакской нефти скважины 15 малосернистые, температуры застывания низкие. Фракции 180°-350°, 200°-320°, 200°-350°С по основным характеристикам отвечают требованиям ГОСТ 308-82 на зимнее топливо для холодной климатической зоны, а фракция 250°-350°С на летнее дизельное топливо. Вакуумный дистиллят маловязкий. Парафино-нафтеновые углеводороды в нем составляют 74,8, ароматические - 24,51%, значительная часть последних приходиться на углеводороды II и III групп (19,33%).

Среди моторных топлив особое место занимает автомобильные и авиационные бензины, имеющие максимально возрастающие потребности использования в современном мире[2].

Нефти различных месторождении содержат различное количество легких прямогонных фракции, который в зависимости от углеводородного состава и характеристик могут быть использованы в качестве того или иного бензина или их компонентов.

Легкие прямогонные фракции нефтей, выкипающих до 200 0C, используются также для различных технических нужд. Например, в качестве растворителей для резиновой, лакокрасочной промышленности и другие.

Так легкие погоны нефтей, которые по тем или иным признакам не отвечают требованиям соответствующих ГОСТов на моторные бензины,бензины-растворители, направляются на вторичные процессы переработки и очистки для получения нефтепродуктов требуемого состава и качества.

Выход бензиновых фракций Карачаганакских нефтей н.к.-150 oC для них соответственно 35,18 и 17,45 %, но эти фракции отличаются большим содержанием серы.

Таблица 1 - Физико-химическая характеристика нефтей

Г оризоі IT

Интервал перфорации

Z S S гл Q Z

Z

Р4°

Z

Вязкость при 20°Cr

MM2

C

Температу р a, 0C

Содержание, масс %

Коксуемость, %

Парафин

Выход фракций, %

вспышки в закрытом тигле

Z о И g CJ m

асфальтенов

Z OJ

о OJ

5 =

S

Z и

смол сернокислотных

серы

содержание

У

У

гч

о

до 350 cC

карб.

5007-5023

20

816Л0

145

5,16

0

-24

0,06

2,2

23

0,87

0,83

6,2

48

36,7

64,2

карб.

5164-5174

29

865,0

239

94,5

0

2

0,93

9,02

48

3,3

7,44

7,44

56

22,0

39,5

карб.

5120-5170

14

845г6

262

18,59

-2

-28

1,30

3,38

32

0,86

1,6

4,97

46

24,0

49,0

карб.

4734-4762

И

792,0

171

2,70

0

-40

0,21

2,10

8,0

1,0

0,3

4,31

48

48,4

72,5

карб.

5202-5207

13

849,5

 

12,10

-

-20

0,70

8,85

 

V

2,9

6,96

49

28,8

55,0

дев.

5647-5754

15

803,6

201

3,59

-

-15

отс.

1,17

2.2

0,46

0,37

5,2

48

37,5

61.25

Так, в бензиновых фракциях н.к.-150°С содержится 0,2-0,56% серы, что значительно превышает нормы ГОСТов на авто и авиационные бензины.

После соответствующей очистки фракции могут служить прямогонными компонентами этих топлив. Например, фракции н.к.-120°С по фракционному составу отвечают требованиям ГОСТ 1012-72 на авиационный бензин Б-70.

Остальные более тяжелые бензиновые фракции после очистки от серы могут применяться в качестве растворителей для лакокрасочной промышленности (ГОСТ 3134-52) [3].

Таблица 2 - Физико-химические характеристики бензиновых фракций

Температура отбора, 0C

Выход на нефть, %

20

P4

20

Ид

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

суммарное

нормального строения

изостроения

Нефть из скважины № 15

Н.К.-62

3,25

0,6495

1,3787

-

7,59

92,41

9,38

83,03

62-95

7,60

0,6962

1,3962

7,5

13,9

78,6

9,5

69,1

95-122

10,62

0,7363

1,4132

15,6

13,5

70,9

5,21

65,69

122-150

7,40

0,7578

1,4252

23,94

13,69

62,37

2,90

59,47

150-200

11,90

0,7737

1,4392

31,68

10,25

58,07

7,91

50,16

Н.К.-200

40,75

0,7366

1,4194

15,74

11,79

72,47

6,98

65,49

Нефть из скважины № 14

Н.К.-62

1,2 _

0,6776

1,3840

-

и,з

887

88,7

-

62-95

3,8

0,6864

1,3940

8,6

17,8

73,6

73,6

-

95-122

4,5

0,7255

1,4085

12,6

21,9

65,5

65,5

-

122-150

6,5

0,7542

1,4230

20,2

19,1

60,7

60,7

-

150-200

%0

0,7804

1,4380

26,3

22,1

51,6

51,6

-

Фракции 120-240°С полученные из Карачаганакских нефтей по фракционным составам, значениям кинематической вязкости, высоты некоптящего пламени и температуры вспышки удовлетворяют требованиям ГОСТ 10227-62 на реактивное топливо TC-I, однако повышенное содержание серы обусловливает некондиционность фракции.

Максимальным выходом на нефть отличаются фракции 120-240С Карачаганакских нефтей (27,7-35,4%). Нефти месторождения Карачаганак, отличаются большим выходом легких фракции (30-50%) фракции н.к.-200С.

Дизельные дистилляты.

Дистилляты 230-350 и 240-350°С по значениям основных характеристик удовлетворяет требованиям ГОСТ 305-82 на летнее дизельное топливо марки Л.

Для них коксуемость 10%-ного остатка немного превышает норму 0,3%.

Широкая дизельная фракция 180-350С с выходом на нефть 20,5%масс является кондиционным зимним дизельным топливом марки 3 для дизелей общего назначения в умеренной климатической зоне.

Последующие две фракции 200-320 и 200-350°С также могут служить в качестве топлива 3 для судовых и тепловозных дизелей (по величине вязкости при 20 0C.)

Исследованы [1]. Характеристики смесей углеводородов из этих фракции, не образующих комплекс с карбамидом и характеристики жидких парафинов, выделенных при карбамидной депарафинизации фракции.

В результате депарафинизации температуры застывания фракции снижается, а значение других характеристик немного повышены.

Выделенные из фракции жидкие парафины имеют средние молекулярные массы 202, 219 и застывают при температурах минус 4 и минус 8.

Были приведены характеристики различных остатков, полученных при перегонке нефти в аппарате АРН-2. Остатки, за исключением двух последних, могут служить поточным мазутом № 40 по ГОСТ 10585-75.

Температура застывания их не превышает 25°С, следовательно, они рассматриваются как мазуты из высокопарафинистой и высокосернистой нефти. Остатки выше 400 и выше 450 0C могут служить мазутом марки М100, а также как из высокопарафинистой нефти (т.к. их температура застывания не превышает 42°С- требования упомянутого ГОСТ) [4].

Для определения технологической классификации нефти месторождения «Карачаганак» необходимо проанализировать следующие показатели:

Содержание серы в нефти, %

Содержание светлых фракций, выкипающих до 350°С, %

Потенциальное содержание базовых масел, вес. %

Индекс вязкости базовых масел

Содержание парафинов, %

0,4-1,2

39,5-64,2

7,41-16,13

107-139

4,97-9,8

На основании вышеизложенных показателей физико-химической характеристики нефти можно составить следующий технологический шифр по ГОСТ для нефтей месторождения «Карачаганак»

II - класс по содержанию серы в нефти

Ti - тип по содержанию фракций, выкипающих до 350°С.

Мг- группа по потенциальному содержанию базовых масел.

Hi - индекс вязкости базовых масел.

Пз - вид по содержанию парафинов в нефти.

Анализ нефтей месторождения Карачаганак следующие обнаруживает следующие свойства:

Нефти месторождения Карачаганак имеют следующий усредненный состав: нефть сернистая (содержание серы 0,4 - 1,2); содержание парафина (4,97 - 9,8) с температурой плавления 50°С; малосмолистая асфальтенов в среднем 0,33%, содержание селикагеливых смол 4,95%, температура вспышки +5°С, температура застывания - 25°С. Выход светлых фракций н.к. - 200°С составил в среднем 47,9%, фракций до 350°С - 68,5%.

На основании вышеизложенных результатов можно рекомендовать следующие варианты переработки:

Анализ показал, что нефти месторождения можно использовать как сырье для получения моторных топлив с предварительной гидроочисткой. Выход фракций 350°С -500°С также высок, в среднем 10 - 20% на нефть, исследование свойств остатков показало, что их можно использовать так же - как сырье для получения смазочных масел. По вышесказанному можно резюмировать, что нефть месторождения «Карачаганак» целесообразно перерабатывать следующим образом: для переработки девонской нефти месторождения предлагается топливный вариант с параллельным получением сырья для нефтехимии по топливно-масленому варианту, а для нефтей каменноугольных горизонтов разработана поточная схема по топливно-масляному варианту.

На основании вышеизложенного нами предлагаются два варианта переработки нефтей месторождения Карачаганак [5].

Для переработки девонской нефти месторождения предлагается топливный вариант с параллельным получением сырья для нефтехимии (рисунок 4).

Газовый конденсат поступает на разделение. C установки разделения исходит 3 потока, фракция 120°-150°С идет как прямогонный бензин, часть той же фракции поступает на термокаталитический пиролиз с получением сырья для нефтехимического синтеза. Второй поток - это фракции керосина и дизельного топлива, часть той же фракции поступает на гидролиз для получения сырья нефтехимического синтеза этилена и полипропилена. Третий поток разделения- котельное топливо.

Газ сепарации поступает на термокаталитический пиролиз. Туда же поступает и пироконденсат побочный продукт гидролиза, конечный продукт термокаталитического пиролиза широкий спектр сырья для нефтехимического синтеза.

Для нефтей каменноугольных горизонтов разработана поточная схема по топливно-масляному варианту (рисунок 2)

Нефть поступает на установку ЭЛ ОУ-АВТ, где подвергается электрообессоливанию, обезвоживанию и разделению на следующие фракции: 120°-150°С, 180°-240°С, более 450°С. Фракция 120°-150°С поступает на гидроочистку, для получения высокооктанового бензина. Фракция 180°-240°С также подвергается гидроочистке с целью получения дизельного топлива. C вакуумной перегонки получают масляную фракцию 350°-400°С. Дистиллятные фракции подвергаются селективной очистке, депарафинизации и адсорбционной доочистке с получением базовых масел.

Из остаточной фракции получают компонент строительного битума с установки производства битумов. На эту же установку отправляют побочный продукт селективной очистки - экстракт. Гач, получаемый при депарафинизации дистиллятных фракций, используют в качестве компонента котельного топлив.

 

Список литературы:

  1. Н.К. Надиров. «Нефть и газ Казахстана», АО «Мұнай» - Алматы, Ғылым, 1996 г. ч. 2.
  2. С.Г.Хабибуллин, О.Ю. Панченко «Моделирование процессов переработки Карачаганакского газоконденсата» Сборник научных трудов международной научно- практической конференции «К 110-летию Казахстанской нефти» г. Атырау, 2009 г.
  3. С.Г.Хабибуллин, О.Ю. Панченко «Перспективное направление переработки газоконденсата Карачаганакского месторождения» Вестник АИНГ №16, 2009 г.
  4. А.И. Быстров, С.Г. Хабибуллин, И.Р. Хайрудинов, Ф.М. Султанов, Н.С. Иванова «Прогнозирование результатов переработки газового конденсата по данным анализа его химического состава и отбора товарных продуктов с использованием балансовой схемы» Материалы Международной научной - практической конференции «Нефтегазопереработка-2010» г.Уфа, 2010 г.
  5. О.Ю. Панченко, Г.Н. Мухамбетова «Перспективы переработки высокосернистого сырья в Казахстане» Материалы IV научно-технической конференции молодых специалистов. Омскнефтехимпроект. г.Омск, 2013 г.
Год: 2018
Город: Атырау
Категория: Этнология