Промысловая подготовка и переработка газоконденсатов (стр. 5 )

Существуют также проблемы оптимизации схемы производства и реализации нефтепродуктов. Очевидно, что часть продукции (прежде всего, дизтопливо и стабильный конденсат для технических целей) целесообразно производить в районах добычи, чтобы избежать встречных перевозок. Однако строительство множества малотоннажных перерабатывающих установок (к чему стремятся многие добывающие предприятия) ведет к увеличению затрат на переработку, снижению качества продукции и нерациональному использованию углеводородного сырья. До настоящего времени не было сделано даже попытки глубокой комплексной технико-экономической проработки вариантов схемы производства и реализации нефтепродуктов с целью ее оптимизации. Такая задача в условиях развитого рынка решается практически автоматически, однако в сложившихся условиях ее решение практически невозможно из-за перекоса цен, неплатежей и пр.

На Сургутском ЗСК существует также проблема утилизации тяжелого остатка переработки. Тяжелые парафинистые остатки переработки НГК-смеси не находят потребителя для их реализации в качестве товарного продукта (топочного мазута и т. п.). Поэтому они направляются на Омский НПЗ по системе магистрального транспорта нефти совместно с малосернистыми нефтями Тюменской области. Однако для обеспечения возможности их перекачки и предотвращения выпадения парафинов необходимо их разбавление светлыми нефтепродуктами, из-за чего часть вырабатываемой бензиновой фракции не реализуется по прямому назначению, а уходит на разбавление и, следовательно, реализуется по более низкой цене (товарной нефти). Это ведет к ухудшению экономических показателей. Наиболее вероятным решением представляется строительство установки глубокой переработки (крекинга) мазута, поскольку найти долгосрочный рынок сбыта высокопарафинистого мазута вряд ли возможно.

Еще одна серьезная проблема стоит перед СЗСК в направлении производства высокооктанового автобензина. В настоящее время и по проекту развития завода повышение октанового числа обеспечивается выработкой ароматических углеводородов на установках каталитического риформинга (PetroFac и секция 100 ЛКС 35-64). Однако в мире, а также и в России взята тенденция на ограничение содержания  ароматики (прежде всего бензола) в автобензинах. Поэтому в обозримой перспективе выработка высокоароматизированных автобензинов станет практически невозможной. Необходимо срочно пересмотреть схему производства автобензинов. Наиболее приемлемым решением представляется строительство установки изомеризации прямогонного бензина, основным продуктом которой является экологически более чистый высокооктановый компонент автобензина на основе изомеров парафинов. Как вариант можно рассмотреть целесообразность строительства установок производства кислородсодержащей высокооктановой добавки МТБЭ или производства алкилатов. Для обоих процессов сырьем является бутановая фракция, сбыт которой в качестве товарного продукта весьма проблематичен. Для определения объемов производства необходимы маркетинговые исследования, поскольку сырьевая база для производства автобензина на СЗСК (в случае разработки и реализации упомянутых решений) позволяет вырабатывать его в объемах, значительно превышающих потребности региона. Целесообразно также рассмотреть на перспективу целесообразность производства ароматических углеводородов для их реализации в качестве товарных продуктов, поскольку их выработка на двух установках риформинга суммарной мощностью 1.1 млн. т/год значительно превысит необходимый объем для производства автобензинов (с учетом ограничения в них содержания ароматики).

Таким образом, в настоящее время система переработки газового конденсата и попутной нефти на предприятиях в Тюменской области вполне сформировалась, просматриваются вполне конкретные направления ее развития и проблемы, требующие разрешения. Для успешного дальнейшего функционирования комплекса предприятий по переработке газового конденсата и решения проблем их рационального развития необходима большая инженерная и научная работа по анализу состояния технологии, проектированию новых и реконструкции действующих мощностей, оптимизации схем поставки сырья, производства и распределения сырья и продукции, перспективному планированию. Для выполнения этой работы необходима достоверная информация по составам сырья и продукции и параметрам переработки, а также аппарат для прогнозирования технологических параметров, балансов переработки и качества продукции действующих и проектируемых объектов. Основой получения информации являются экспериментальные исследования и замеры технологических параметров. Прогнозирование выполняется на основе моделирования технологических процессов и схем переработки. В последующих разделах излагается методология проведения экспериментальных исследований, обработки полученных данных, сбора и анализа оперативной технологической информации предприятий, моделирования технологических процессов и схем с целью подготовки исходных данных и технических решений для проектирования новых и модернизации действующих производств и планирования их перспективного развития, оптимизации комплексны схем поставок сырья, производства и реализации продукции.

3. ОСНОВНЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРОВЕДЕНИИ ИССЛЕДОВАНИЙ И МОДЕЛИРОВАНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И СХЕМ

Прежде всего остановимся на классификации углеводородного сырья (УВС). В общем виде существуют месторождения чисто газовые, газоконденсатные, газоконденсатные с нефтяной оторочкой, чисто нефтяные и нефтяные с газовой шапкой. Все их отличие заключается в фазовом состоянии УВС в пластовых условиях и после его промысловой подготовки. В чисто газовых и газоконденсатных месторождения пластовый флюид находится в однофазном газообразном состоянии. В процессе добычи, сбора и промысловой обработки изменяются термодинамические параметры (давление и температура) добываемого газообразного флюида (как правило оба параметра снижаются). Для чисто газового месторождения добываемый флюид после всех изменений параметров остается в однофазном газообразном состоянии - углеводородная жидкость из него не выделяется. Следует уточнить, что речь здесь идет именно об углеводородной жидкости, а не о воде, которая конденсируется практически неизбежно. Для газоконденсатного месторождения при изменении термодинамических параметров (в скважинах и сборных трубопроводах) происходит выпадение (конденсация) углеводородной жидкости, которая и называется газовым конденсатом. В чисто нефтяном месторождении пластовый флюид находится в однофазном жидком состоянии. В процессе добычи, сбора и промысловой обработки в результате изменения термодинамических параметров происходит выделение из добываемого флюида газовой фазы. К газоконденсатным месторождениям с нефтяной оторочкой и нефтяным месторождениям с газовой шапкой относятся месторождения, в которых пластовый флюид находится в двухфазном газожидкостном состоянии. Разница между этими месторождениями чисто количественная и в некоторой степени условная - если в пласте преобладает газообразный флюид, месторождение классифицируется как газоконденсатное с нефтяной оторочкой, в противном случае как нефтяное с газовой шапкой. Таким образом, в упрощенном виде можно сказать, что флюид, который извлекается из пласта в жидком состоянии, называется нефтью, а газовым конденсатом называется перешедшая в жидкое состояние, т. е. сконденсировавшаяся часть флюида, извлекаемого из пласта в газовой фазе.

Следует также остановиться на уточнении терминологии потоков газового конденсата в процессе его добычи и промысловой обработки. Газовый конденсат, отобранный из фазовых разделителей установки промысловой подготовки газа газоконденсатного месторождения, называется сырым или нестабильным конденсатом (НК). Если нестабильный конденсат перед подачей его в трубопровод внутрипромыслового или межпромыслового транспорта частично дегазируется (выветривается), такой конденсат называется выветренным (ВК). Выветренным называется также конденсат, выходящий из входного сепаратора установок деэтанизации и стабилизации конденсата. Конденсат, отобранный с низу колонны деэтанизации (или из сепаратора второй ступени), называется деэтанизированным (ДК). Этот конденсат должен иметь остаточное суммарное содержание метана и этана не более 0.8% масс. Конденсат, выходящий из колонны стабилизации (или из концевого сепаратора), имеющий незначительное остаточное содержание компонентов С1 - С4 и давление насыщенных паров по Рейду не более 500 мм рт. ст. (66 кПа), называется стабильным.

В соответствии с общепринятой практикой исследования углеводородного сырья и продуктов выполняются на стадии подготовки нефтяных и газоконденсатных месторождений к разработке; при контроле за разработкой месторождений; при аналитическом контроле технологических процессов промысловой обработки и переработки; при контроле качества товарных продуктов; при постановке на производство новых видов продукции; при освоении новых технологий. Наиболее полный комплекс исследований проводится на стадии подготовки месторождений к разработке и при контроле за их разработкой. Задачи остальных перечисленных видов исследований специфичны и достаточно узки и в настоящей работе не рассматриваются.

Комплекс исследований УВС при подготовке нефтяных месторождений к разработке включает исследования глубинных и поверхностных проб флюидов, отбираемых из разведочных скважин в процессе их исследований. При исследованиях глубинных проб (выполняемых на специальных установках) определяются основные физико-химические свойства флюида при пластовых условиях. Кроме этого, производится сепарация глубинной пробы (одно-, двух - или трехступенчатая) с определением углеводородных составов дегазированной нефти и газов сепарации. Углеводородный состав обычно определяется до октана включительно. При исследованиях поверхностных разгазированных проб определяются основные физико-химические характеристики нефти (молекулярная масса, плотность, вязкость, температура застывания) при стандартных условиях; фракционный состав; содержание серы, смол, асфальтенов и парафинов. При углубленных исследованиях производится разгонка поверхностной пробы на лабораторных аппаратах постепенной ректификации (типа АРН-2) с определением кривой истинных температур кипения (ИТК) и выделением узких (обычно десятиградусных) фракций. В процессе разгонки отбирается (в газометр) газ дебутанизации, для которого на хроматографе определяется компонентный состав. Для узких фракций определяются основные физико-химические характеристики - плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания и показатель преломления. Кроме этого, при необходимости проводятся исследования товарных характеристик нефти - выделяются фракции с различными диапазонами кипения и определяются их показатели качества, которые затем сравниваются с нормами технических требований к различным товарным продуктам. На основании результатов этой работы даются рекомендации по рациональным вариантам и направлениям переработки нефти.