Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей

В настоящее время в России ежегодно добывается около 28 млн. т газового конденсата. Технология разделения на ректификационных установках практически не учитывает специфичность фракционного состава и физико-химических свойств конденсата и построена на принципах фракционирования нефтей, что не позволяет полностью использовать потенциал этого сырья. Прирост добычи газового конденсата в перспективе будет опережать прирост добычи нефти, но может быть получен в основном за счет разработки ачимовских залежей газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Это делает актуальной проблему комплексного изучения состава и свойств ачимовского конденсата с целью определения рациональных способов его использования и переработки.

Современная тенденция расширения совместной переработки нефтей и газовых конденсатов определяет важность изучения вопроса о влиянии состава сырья и параметров технологического режима на результаты процесса фракционирования. Известно, что выход светлых фракций при изменении соотношения компонентов сырья меняется неаддитивно, а перегонка оптимально компаундированного сырья позволяет заметно увеличить выход и регулировать качественные показатели целевых нефтепродуктов. Экспериментальное определение оптимального соотношения компонентов сырья трудоемко и требует времени, поэтому в условиях производства нефть и газовый конденсат чаще всего смешивают произвольно. Назрела необходимость разработать простые методы, позволяющие связать оптимальный состав нефтегазоконденсатного сырья с легко определяемыми физико-химическими характеристиками его компонентов, а также оперативно регулировать режимы в ректификационных колоннах.

Таким образом, исследование физико-химических свойств и особенностей фракционирования нефтегазоконденсатного сырья, разработка оптимальных режимов и технологических схем этого процесса является важной и весьма актуальной научно-прикладной задачей.

1. Современное состояние сырьевой базы и технологии переработки нефтегазоконденсатных смесей.

1.1. Сырьевая база газового конденсата и ее связь с технологией разработки газоконденсатных месторождений.

Основным сырьём для производства моторных топлив и продуктов нефтехимического синтеза являются нефть и газовый конденсат, ресурсы которых ограничены. В связи с этим весьма актуальной задачей является рациональное использование сырьевой базы путём оптимального вовлечения в переработку газового конденсата.

Более половины запасов газового конденсата Российской Федерации сосредоточены в месторождениях Западной Сибири. Этому региону принадлежит доминирующее значение и по объёму перспективных залежей. Из общих текущих запасов на долю Западной Сибири приходится до 80% [1].

Доля добычи газа в России после распада СССР упала на 7,5%, но это не отразилось на объёме добычи газового конденсата, так как за счёт перераспределения газоконденсатных месторождений между Россией и странами СНГ в структуре месторождений России увеличилась доля ГКМ Западной Сибири с высоким начальным содержанием конденсата.

Таблица 1 — Динамика добычи нефти и газа в Российской Федерации [2].

Сырье 1991 1995 2000 2004.

Нефть, млн. т. 462 307 323 380.

Газ, млрд. м3 643 595 584 580.

Намеченное увеличение добычи газового конденсата на прогнозируемый период до 2020 года в количестве 10−12% от объёма добычи нефти надёжно обеспечивается разведанной сырьевой базой, но рациональное извлечение и переработка его прогнозируемых запасов связаны с определёнными трудностями.

В настоящее время в России ежегодно добывается около 28 млн. т. газового конденсата, содержание светлых нефтепродуктов в котором достигает 75−90% масс. [3,4].

Приведенные цифры свидетельствуют о значительном изменении структуры сырьевой базы углеводородного сырья. Прирост добычи газового конденсата опережает прирост добычи нефти. Основной поток газового конденсата поступает на переработку совместно с нефтью. Вместе с тем быстрорастущие потребности рыночной экономики требуют повышения качества, ассортимента и увеличения ресурсов парка моторных топлив.

Такая постановка вопроса определяет соответствующие темпы роста переработки нефтегазоконденсатных смесей на высокопроизводительных установках. Поэтому рациональное использование газового конденсата как сырья для переработки совместно с нефтью, совершенствование технологии, аппаратурного оформления и фракционирующей способности процесса являются одной из актуальных задач [5, 6].

В настоящее время в России все крупнейшие газоконденсатные месторождения, имеющие высокое начальное содержание конденсата, разрабатываются способом на истощение. Такой способ разработки сопровождается фазовыми превращениями в пластах, что ведёт к потерям более половины балансовых запасов дефицитных фракций конденсата. В процессе разработки ГКМ способом на истощение по мере снижения пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выделение части высококипящих углеводородов в жидкую фазу и оседание её в порах пласта. Выпавший жидкий конденсат занимает сравнительно незначительный объём порового пространства и не извлекается известными методами. При этом состав извлекаемого вместе с газом конденсата существенно изменяется [7−9].

Прогнозируемый коэффициент конденсатоотдачи принимается только по условиям разработки ГКМ способом на истощение, и поэтому он не может соответствовать количественным и качественным показателям потенциала конденсата в пласте [10, 11].

Например, одно из самых перспективных ГКМ — Вуктыльское предполагалось разрабатывать длительный период времени. Балансовые запасы углеводородного сырья составляли [1]: газа 429,5 млрд. м3- конденсата 141,6 млн. т.

Обычно за критерий в пользу разработки ГКМ способом на истощение принимают его геологическую характеристику. Из-за сложности строения продуктивного горизонта и неоднородности коллектора было принято решение о разработке Вуктыльского ГКМ способом на истощение [1]. Считалось, что при трещиноватом коллекторе месторождения нецелесообразно проведение обратной закачки газа из-за возможных его перетоков. Однако эти предположения на практике оказались несостоятельными. Даже при начальном пластовом давлении залежь являлась замкнутой, что доказывалось отсутствием перетока газа за её пределы в период эксплуатации.

Ниже приведена сопоставительная технико-экономическая оценка разработки Вуктыльского ГКМ способом на истощение и на чередующихся режимах с учётом воспроизводственных затрат и результатов исследований, выполненных в работах [12−20].

При разработке Вуктыльского ГКМ проектным способом на истощение за первые 15 лет эксплуатации пластовое давление и выход конденсата уменьшились по сравнению с базисным уровнем в 2,8 и 4 раза соответственно. Это привело к значительным безвозвратным потерям сначала газойлевых, а затем соляровых фракций конденсата в пласте и ухудшило структуру состава углеводородного сырья. В начальной стадии разработки Вуктыльского ГКМ способом на истощение в бензиновых фракциях извлекаемого конденсата содержалось в 1,4 раза больше ароматических углеводородов по сравнению с аналогичными прямогонными нефтяными фракциями, соответственно они имели более высокую детонационную стойкость. В конечной стадии эксплуатации Вуктыльского ГКМ эти преимущества были в значительной мере утрачены. Содержание суммы нафтено-ароматических углеводородов и соотношение изои нормальных парафинов стало меньше, чем в аналогичных по фракционному составу прямогонных бензинах, полученных из нефти [14].

За 15 лет разработки Вуктыльского ГКМ способом на истощение энергия пласта снизилась с 37 до 12,9 МПа (на 24,1 МПа) и при этом извлечено только 55,1% газа и 30% конденсата от их начальных запасов, что свидетельствует о значительных потерях углеводородного сырья в порах пласта. Практически на конечной стадии разработки конденсат Вуктыльского ГКМ состоял из бензиновых фракций парафинового основания с концом кипения 200 °C (см. таблицы 2, 3).

Несмотря на все принятые меры к концу разработки Вуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах объекта остаточные запасы газа составили несколько десятков миллиардов кубометров (порядка 10% от начальных запасов), жидких углеводородов — около 100 млн. т. (порядка 70% от начальных запасов) [1]. Вместе с тем, расчёты материального баланса потоков газового конденсата при разработке Вуктыльского ГКМ на чередующихся режимах показывают, что коэффициент извлечения газового конденсата мог составить 91,8%. При этом срок эксплуатации ГКМ увеличивается более чем в два раза и составляет 41 год.

Известно, что в США разрабатывается несколько сот ГКМ с применением сайклинг-процесса [20, 21], обеспечивающего поддержание пластового давления и наиболее полное извлечение газового конденсата из пласта (более 80% от запасов). При этом сначала ГКМ разрабатывается способом на истощение, затем реализуют сайклинг-процесс, доразработку месторождения производят способом на истощение.

Таблица 2 — Материальный баланс потоков углеводородного сырья Вуктыльского газоконденсатного месторождения за период разработки способом на истощение с 1969 по 1983 годы.

Добыто Получено Выход.

Год сухого газа, млн. м3 нестабильного стабильного продуктов стабилизации, т нестабильного конденсата, г/м3 стабильного конденсата, г/м3 продуктов стабилизации конденсата, т конденсата, т г/м3%от сырья.

1969 1400 455 000 369 941 85 059 325 264,2 60,8 18,7.

1970 6200 1 934 400 1 538 604 395 796 312 248,2 63,8 20,4.

1971 10 000 3 000 000 2 297 711 702 289 300 229,8 70,2 23,4.

1972 13 700 3 947 900 3 146 553 801 347 288,1 229,7 58,5 20,3.

1973 16 538 4 533 000 3 630 835 902 165 274,1 219,5 54,6 19,9.

1974 18 230 4 381 000 3 489 500 891 500 240,3 191,3 48,9 20,3.

1975 18 640 3 969 000 3 067 567 901 433 213 164,6 48,4 22,7.

1976 19 690 3 748 000 2 831 000 917 000 190,4 143,8 46,6 24,5.

1977 19 630 3 377 000 2 487 000 890 000 172 126,7 45,3 26,3.

1978 19 230 3 060 000 2 108 261 951 739 159,1 109,6 49,5 31,1.

1979 18 990 2 594 229 1 797 741 796 488 136,6 94,7 41,9 30,7.

1980 19 060 2 268 182 1 538 570 729 612 119 80,7 38,3 32,2.

1981 19 030 2 011 154 1 294 970 716 184 105,7 68 37,6 35,6.

1982 18 700 1 642 944 1 090 028 552 916 87,9 58,3 29,6 33,7.

1983 18 000 1 432 800 931 320 501 480 79,6 51,7 27,9 35,1.

Всего 237 038 42 354 609 31 619 601 10 735 008.

Таблица 3 — Динамика технологических параметров, физико-химических свойств и углеводородного состава газового конденсата при разработке Вуктыльского ГКМ способом на истощение в период с 1969 по 1983 годы (по данным.

Коми филиала ВНИИгаза).

Год Пластовое давление, МПа Газокон-денсатный фактор (ГКФ), м3/т Плотность, кг/м3 Вязкость кинематическая при 20 °C, мм" /с Молекулярная масса Выход фракции на конденсат, % масс. Групповой углеводородный состав, % масс. н. к—200°С 200—300°С >300°С ароматические нафтеновые парафиновые.

1969 37,00 3077,0 750,0 1,07 130,0 65,3 18,0 16,7 13,90 21,50 64,50.

1970 34,76 3205,7 745,0 1,02 125,1 65,0 18,7 16,3 13,90 21,10 65,00.

1971 32,84 3333,3 742,0 0,98 120,5 66,0 19,0 15,0 13,50 21,00 65,50.

1972 30,45 3470,2 735,0 0,95. 115,8 68,0 18,0 14,0 12,40 20,70 67,10.

1973 28,00 3648,3 730,0 0,88 111,0 71,4 18,3 10,3 11,60 19,90 68,50.

1974 25,84 4161,4 725,0 0,84 110,2 75,4 18,5 6,1 11,60 19,20 69,20.

1975 23,00 4697,0 720,0 0,82 108,7 84,5 10,2 5,3 11,60 18,00 70,40.

1976 21,30 5254,8 718,0 0,80 106,8 87,5 8,8 3,7 11,50 17,50 71,00.

1977 20,10 5813,0 715,0 0,74 104,9 91,0 6,0 3,0 11,20 17,40 71,40.

1978 18,40 6285,3 712,0 0,70 103,5 92,0 6,0 2,0 11,09 21,50 67,41.

1979 16,90 7320,6 708,0 0,68 102,3 93,5 5,0 1,5 10,33 20,48 69,49.

1980 15,60 8403,3 705,0 0,62 101,8 95,0 5,0 — 10,64 19,74 69,62.

1981 14,10 9460,7 700,0 0,58 101,3 97,0 3,0 — 10,60 20,90 68,50.

1982 13,56 11 389,5 698,0 0,53 100,3 98,0 2,0 — 10,74 21,72 67,54.

1983 12,90 12 548,0 696,0 051 100,1 99,0 1,0 — 10,15 20,75 69,10.

Примечание — анализ группового углеводородного состава приведён только для с зракции н.к.— 200 °C.

При чередующихся режимах переход с режима истощения на сайклинг-процесс с закачкой газа в пласт осуществляется, когда пластовое давление сравнивается с давлением начала конденсации, а момент перехода с режима сайклинг-процесса на доразработку способом на истощение принимается по конечному содержанию конденсата в газе не более 25 г/м3 [20].

Исследования, выполненные на примере Вуктыльского месторождения в работах [17−19], показали экономическую эффективность разработки подобных месторождений с поддержанием пластового давления, а не способом на истощение. Из таблицы 4 видно, что учёт воспроизводственных затрат смещает оптимум в область разработки ГКМ на чередующихся режимах, что позволяет сократить потери конденсата.

Таблица 4 — Сравнительная экономическая оценка способов разработки Вуктыльского ГКМ, млн. руб. [17].

Показатель Сайклинг-процесс Истощение.

Капиталовложения 279,7 241,8.

Текущие расходы 478,4 233,8.

Стоимость продукции 10 796,5 8514,0 в том числе:

— газа- 6069 6069.

— конденсата. 4727,5 2445.

Эффект от добычи газа и конденсата без учёта фактора 10 038,4 8038,4 времени.

Эффект от добычи газа и конденсата с учётом фактора времени, при ЕНп равном:

— 0,15- 1663 2389.

— 0,08- 3296 3866.

— 0,04 5453 5417.

Воспроизводственные затраты 3051,6.

Эффект от добычи газа и конденсата за минусом 5453 2365,4 воспроизводственных затрат.

В настоящее время добыча газового конденсата в основном осуществляется путём интенсивной разработки валанжинских залежей месторождений Западной Сибири [21, 22]. В таблице 5 приведены физико-химические характеристики газовых конденсатов валанжинских залежей Заполярного, Уренгойского и Ямбургского ГКМ.

Таблица 5 — Физико-химические характеристики конденсатов валанжинских залежей месторождений Западной Сибири.

Показатель Газоконденсатное месторождение.

Заполярное Уренгойское Ямбургское.

•о Плотность при 20 °C, кг/м 744 770 785.

Фракционный состав, °С:

— н.к. 40 30 40.

— к.к. 330 360 350.

Выход фракций, % об.:

— н.к.-150°С 54 58 45.

— н.к.-200°С 74 76 75.

— н.к.-250°С 88 86 87.

Массовое содержание, %:

— серы 0,01 0,02 0,02.

— парафина/с температурой плавления, °С 1,0/50 2,0/50 0,5/50.

Групповой химический состав, % масс.:

— парафиновые 58 65 55.

— нафтеновые 30 25 27.

— ароматические 12 10 18.

Вязкость кинематическая при 20 °C, мм2/с. 0,82 1,2 1,0.

Температура застывания, °С -52 -30 -50.

Средняя молекулярная масса 110 120 125.

Эти конденсаты имеют парафино-нафтеновое основание и выкипают в пределах нормируемых свойств целевых топливных фракций, практически без остатка выше 360 °C. Обладают низкой аддитивной и реологической способностью и хорошими низкотемпературными свойствами, малосернистые, не содержат асфальтенов и смол. Содержание твёрдых парафинов составляет от 0,5 до 2% масс.

Следовательно, газовые конденсаты валанжинских залежей имеют значительный запас эксплуатационных свойств по отношению к аналогичным свойствам нефти и могут выполнять как функцию оптимизирующего компонента при формировании потоков нефтегазоконденсатных смесей для переработки, так и функцию интенсификатора процесса первичной переработки.

Валанжинские залежи месторождений Западной Сибири уже более 30 лет разрабатываются способом на истощение. Такой способ разработки ГКМ привёл к значительным ретроградным потерям конденсата в пластах, к изменению его состава и обеднению нормируемого потенциала. Компенсация ретроградных потерь и нормализация потенциала конденсата, как правило, ведутся путём ввода в разработку новых месторождений тем же способом на истощение. Таким образом, создаётся тупиковая ситуация: чем больше вовлекается в разработку новых ГКМ способом на истощение, тем больше ретроградных потерь конденсата, тем беднее нормируемый потенциал конденсата и ниже рентабельность производства.

В настоящее время основной прирост добычи газового конденсата может быть получен путём разработки ачимовских залежей ГКМ. Продуктивные ачимовские залежи содержат извлекаемых запасов нефти 1131,5 млн. т, свободного газа — 3675 млрд. м3, конденсата — 754 млн. т [23]. Это делает актуальной проблему комплексного изучения состава и свойств ачимовского конденсата с целью определения рациональных способов его использования [23−26].

Углеводородные смеси ачимовских залежей существенно отличаются от валанжинских по физико-химическим свойствам: широким фракционным составом (к.к. выше 450°С), наличием в ряде случаев в составе флюида смолисто-асфальтеновых веществ, высоким содержанием твердых парафинов. Указанные особенности существенно влияют не только на режим разработки залежи, но и на схемы сбора и подготовки пластовой продукции к транспорту. По результатам исследования конденсатов ачимовских залежей установлена закономерная связь между величиной температуры застывания и концентрацией высококипящих углеводородов. Конденсаты содержат до 6% масс, твёрдых парафинов и теряют свою текучесть выше 0 °C. В связи с этим транспортировка газового конденсата ачимовских залежей по трубопроводам в полном объёме затруднена. Технология подготовки такого конденсата к транспортировке на установках НТС не позволяет полностью избавиться от содержания твердых парафинов в его составе [23].

Разработка ачимовских залежей ГКМ предполагается только способом на истощение. По мнению ряда специалистов [1], с истощением энергии пласта и падением давления содержание высококипящих углеводородов в конденсате уменьшится с одновременным снижением концентрации твёрдых парафинов и, следовательно, текучесть газового конденсата до некоторой степени восстановится, он будет транспортабелен. Вопросы о ретроградных потерях газового конденсата при разработке ГКМ способом на истощение и связанных с этим затратах на их компенсацию путём геологоразведочных работ в публикациях обсуждаются [27], но результаты этих обсуждений в технологические регламенты разработки месторождений не включаются и на практике не апробированы. Вопрос о разработке ачимовских залежей ГКМ на чередующихся режимах остаётся открытым.

В настоящее время нет уверенности в том, что ГКМ с высоким начальным содержанием конденсата будут разрабатываться в России на чередующихся режимах. В последние годы стали играть важную роль экспортные обязательства по поставкам крупных объёмов природного газа в европейские страны, что не позволяет рассчитывать на длительный срок эксплуатации месторождений и возможность уменьшения объемов добываемого газа, необходимого для обратной закачки в пласт [1].

Таким образом, при разработке ГКМ способом на истощение, существует закономерность влияния ретроградных изменений во времени на структуру формирования потоков и переработку газового конденсата, так как изменяется не только количество, но и качественный состав конденсата.

В связи с вовлечением в переработку значительных ресурсов газового конденсата ачимовской залежи с новыми физико-химическими свойствами необходимо разработать новый способ формирования потоков нефтегазоконденсатной смеси для переработки с целью повышения качества и глубины отбора целевых фракций от их потенциала в сырье.

Общие выводы.

1. Проведены систематические исследования физико-химических свойств газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ и его целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных продуктов, отвечающих требованиям стандартов, и технологическая схема установки атмосферной перегонки конденсата на месте добычи, соответствующая использованию полного сайклинг-процесса при разработке месторождения (Евразийский патент № 6 087). Наряду с существенным увеличением отбора газового конденсата от потенциала решается проблема транспортировки и использования парафинистого сырья с высокой температурой застывания.

2. Разработан метод формирования потоков нефтегазоконденсатных смесей, позволяющий рассчитать оптимальное соотношение компонентов сырья на основе легко определяемых физико-химических характеристик нефти и газового конденсата и нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродуктов (Патент РФ на изобретение № 2 273 656). При оптимальном смешении компонентов излишек потенциала эксплуатационных свойств дополнительного компонента нормализуется до минимальных требований ГОСТ за счёт обогащения до такого же уровня эксплуатационных свойств основного компонента смеси. Результаты проведённых экспериментов свидетельствуют о том, что при перегонке оптимально сырья содержание в мазуте дизельных фракций, выкипающих до 360 °C снижается с 8−10 до 5−6% масс., что увеличивает глубину отбора дизельного топлива и, соответственно, рентабельность производства.

3. Разработан метод нахождения основных параметров процесса ректификации для секций атмосферной колонны — минимальных и оптимальных флегмовых чисел Rm и RonT и чисел теоретических тарелок.

Nm, NT и NonT, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции. За счет перераспределения орошений на действующей ректификационной колонне обеспечиваются оптимальные показатели работы, высокая глубина отбора целевых фракций от их потенциала и четкость фракционирования.

4. Разработаны оптимальные технологические приемы и схемы переработки газового конденсата совместно с нефтями. Показано, что на первичную переработку с нефтью экономически целесообразно направлять как конденсат парафинового основания, так и предварительно отбензиненный конденсат нафтено-ароматического основания. (Патент РФ на изобретение № 1 123 292). Использование газового конденсата в качестве интенсификатора и испаряющего агента процесса фракционирования нефтегазоконденсатной смеси исключает подачу в отгонную часть атмосферной колонны перегретого водяного пара, что повышает экологичность производства.

5. Предложена усовершенствованная технологическая схема типовой установки НПУ-100, позволяющая вдвое повысить производительность и увеличить отбор целевых фракций от их потенциала в сырье — смеси нефти и газового конденсата ачимовской залежи. Ожидаемый годовой экономический эффект от реализации этой схемы составляет 7,7 млн. рублей в расчете на сопоставимую производительность установки.